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Índice

Página

1. Introducción .................................................................................................................................. 1

2. Integración y funcionamiento del Órgano de Gobierno......................................................... 1

a) Integración ................................................................................................................................. 1

b) Sesiones realizadas ................................................................................................................... 3

c) Acuerdos del Órgano de Gobierno ....................................................................................... 3

d) Seguimiento de las recomendaciones de los Comisarios Públicos .................................... 4

3. Seguridad industrial y protección ambiental ............................................................................. 5

a) Seguridad industrial .................................................................................................................. 5

b) Gestión ambiental .................................................................................................................. 11

4. Situación operativa ..................................................................................................................... 24

a) Producción .............................................................................................................................. 24

b) Transporte de productos ....................................................................................................... 26

c) Mercados de productos ......................................................................................................... 28

5. Actividad financiera .................................................................................................................... 40

a) Rendimiento neto ................................................................................................................... 40

b) Estado de la situación financiera bajo Normas Gubernamentales, al 31 de diciembre ................................................................................................................................ 48

c) Valor Económico Agregado (EVA®) ................................................................................. 52

d) Cartera...................................................................................................................................... 55

6. Organización, estructura administrativa y recursos humanos .............................................. 56

7. Situación presupuestal ................................................................................................................ 58

a) Eficiencia en la captación de los ingresos y en el ejercicio de egresos ............................ 58

b) Presupuesto de operación ..................................................................................................... 60

c) Presupuesto de inversión ....................................................................................................... 62

8. Estrategia Institucional .............................................................................................................. 64

9. Cumplimiento de la normatividad y políticas generales, sectoriales e institucionales ....... 77

a) Órgano Interno de Control ................................................................................................... 77

b) Sistema Integral de Información .......................................................................................... 95

c) Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental ...... 96

d) Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y combate a la Corrupción 2008-2012 .......................................................................................................... 97

e) Programas de Mejora Regulatoria ...................................................................................... 106

f) Programa de Regulación Base Cero ................................................................................... 107

g) Comité de Mejora Regulatoria Interna (COMERI) ......................................................... 108

h) Acciones instrumentadas para cumplir con el Programa Nacional de Reducción del Gasto Público. ............................................................................................................... 109

i) Cumplimiento de las obligaciones derivadas de la Ley Sarbanes Oxley ........................ 111

j) Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios ....... 113

k) Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Obra Pública .......................................................... 116

l) Informe del estado que guarda el control interno institucional ...................................... 118

m) Comités................................................................................................................................. 119

n) Informe de la situación que guardan los fideicomisos .................................................... 124

o) Informe de resultados del programa anual de disposición final de bienes muebles 2011 ....................................................................................................................................... 127

p) Avances en el programa de regularización de inmuebles ............................................... 131

q) Sistema de Evaluación del Desempeño ............................................................................ 135

10. Empresas filiales ..................................................................................................................... 140

a) Gasoductos de Chihuahua ................................................................................................... 142

b) MGI Supply, Ltd. ................................................................................................................. 144

c) MGI Trading ......................................................................................................................... 145

d) MGI Enterprises. Ltd .......................................................................................................... 147

e) Pasco Terminals Inc. (Pasco Tampa) ................................................................................. 148

f) Panamerican Sulphur Company, LTD (PASCO, U.K.) .................................................. 150

g) Terrenos para Industrias, TISA (Unidad Minera de Texistepec, UMIT) ..................... 151

h) CH4 Energía ......................................................................................................................... 154

11. Asuntos relevantes de la gestión ........................................................................................... 155

Anexos ............................................................................................................................................ 157

Pemex Gas y Petroquímica Básica Informe de Autoevaluación

2011 1

1. Introducción

Con el propósito de cumplir con lo establecido en los artículos 59, fracción XI

y 60 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, así como en el artículo 30,

fracción VI de su Reglamento, PEMEX-Gas y Petroquímica Básica (Pemex

Gas) presenta su informe de autoevaluación correspondiente al ejercicio de

2011.

2. Integración y funcionamiento del Órgano de Gobierno

a) Integración

De acuerdo con el artículo Tercero Transitorio de la Ley de Petróleos

Mexicanos (Ley de Pemex), Pemex Gas continuará realizando sus actividades

en cumplimiento de su objeto hasta en tanto el Ejecutivo Federal emita el

decreto de reorganización correspondiente1, con base en la propuesta que le

presente el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos.

El artículo 18 de la Ley de Pemex establece, entre otros aspectos, que los

consejos de administración de los Organismos Subsidiarios estarán integrados

por el Director General de Petróleos Mexicanos, quien los presidirá, así como

1El periodo reportado en el presente documento es el correspondiente a 2011. Conviene aclarar que el Decreto que tiene por objeto

establecer la estructura, el funcionamiento y el control de los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos fue publicado por el Ejecutivo Federal el 21 de marzo de 2012 en el Diario Oficial de la Federación.

PEMEX-Gas y Petroquímica Básica Informe de Autoevaluación

2011 2

representantes del Estado designados por el Ejecutivo Federal, entre los cuales

habrá al menos dos consejeros profesionales.

Por su parte, el artículo Cuarto transitorio del Reglamento de la Ley de

Petróleos Mexicanos dispone que, sin perjuicio de lo previsto en la Ley y en

dicho Reglamento, hasta en tanto se emita el decreto de creación o de

reorganización respectivo, su órgano de gobierno se integrará en términos del

artículo 18 de la Ley.

Con base en lo anterior, el 4 de junio de 2010 el Presidente de la República

designó a los integrantes del Consejo de Administración. En la sesión

extraordinaria 133 del 30 de junio de 2010 se declaró instalado el Consejo de

Administración de Pemex Gas.

Como parte de los cambios de los titulares de la Administración Pública

Federal, fue necesario que el Titular del Ejecutivo Federal designara a dos

consejeros, por lo que el 7 de julio de 2011 nombró Consejero al licenciado

Carlos Montaño Fernández, Subsecretario de Egresos de la Secretaría de

Hacienda y Crédito Público y el 27 de julio de 2011 designó como Consejero al

licenciado Jaime González Aguadé, Subsecretario de Electricidad de la

Secretaría de Energía.

Con base en lo anterior, a continuación se presentan los integrantes del Consejo

de Administración de Pemex Gas:

Dr. Juan José Suárez Coppel. Director General de Petróleos Mexicanos.

Ing. Carlos Rafael Murrieta Cummings. Director Corporativo de

Operaciones de Petróleos Mexicanos.


2011 3

Ing. Carlos Alberto Treviño Medina. Director Corporativo de

Administración de Petróleos Mexicanos.

Lic. Mario Gabriel Budebo. Subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría

de Energía.

Lic. Carlos Montaño Fernández. Subsecretario de Egresos de la Secretaría de

Hacienda y Crédito Público.

Lic. Jaime González Aguadé. Subsecretario de Electricidad de la Secretaría de

Energía.

Dra. María de Lourdes Dieck Assad. Consejera Profesional, y

Dr. Fluvio César Ruiz Alarcón. Consejero Profesional.

b) Sesiones realizadas

Durante 2011, el Consejo de Administración de Pemex Gas llevó a cabo cuatro

sesiones ordinarias: la 138 el 29 de marzo, la 139 el 26 de mayo, la 141 el 25 de

agosto y la 142 el 16 de diciembre. Asimismo, celebró dos sesiones

extraordinarias: la 137 el 17 de febrero y la 140 el 5 de julio.

c) Acuerdos del Órgano de Gobierno

En las sesiones celebradas en 2011, el Consejo autorizó 71 acuerdos, de los

cuales 54 son de registro y 17 requirieron seguimiento por parte del Organismo.


2011 4

De los acuerdos que suscribió el Consejo de Administración que requieren

seguimiento, Pemex Gas concluyó 14 y tres se encuentran en proceso de

atención.

Seguimiento de acuerdos

d) Seguimiento de las recomendaciones de los Comisarios Públicos

No existe ninguna recomendación de los Comisarios Públicos pendiente de

atención por parte del Organismo.

Autorizados De registro Requirieron seguimiento

Terminados En proceso

71 54 17 14 3


2011 5

3. Seguridad industrial y protección ambiental En el anexo 1 se presenta la información estadística de seguridad industrial y protección ambiental.

a) Seguridad industrial

Durante 2011, Pemex Gas registró cuatro accidentes incapacitantes en sus

instalaciones; el 18 de enero en el centro procesador de gas (CPG) Nuevo

Pemex, el 28 de febrero en el CPG Ciudad Pemex, el 7 de abril en el CPG

Coatzacoalcos y el 16 de junio en el Sector Ductos de Minatitlán-

Petroquímicos; en este último, lamentablemente fallecieron dos trabajadores.

Es importante señalar que en el segundo semestre no se registraron incidentes

que provocaran daños al personal o a la comunidad, por lo que al cierre de 2011

el Organismo acumuló más de seis meses sin accidentes incapacitantes.

Como resultado de los eventos registrados en los primeros seis meses del año,

al cierre de diciembre el índice de frecuencia se ubicó en 0.17, ligeramente

inferior al año anterior, sin embargo, por arriba de la meta establecida de 0.16

en 2011; por su parte, el índice de gravedad se ubicó en 15.35, por abajo de lo

observado en 2010 y de la meta que se estableció en 20.

Resumen de accidentalidad en Pemex Gas, 2010 – 2011

Número de accidentes

Trabajadores lesionados

Fatalidades Días

perdidos

Índice de frecuencia

Índice de gravedad

Días desde el último

2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 accidente

Total Pemex Gas 5 4 4 3 1 2 590 464 0.18 0.17 21.62 15.35 198

Producción 4 3 4 3 0 0 401 104 0.21 0.14 21.30 5.02 268

Ductos 1 1 0 0 1 2 189 360 0.22 0.39 42.37 70.56 198

Gas Licuado y PB 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00 0.00 0.00 0.00 3,265

P. A. Texistepec 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00 0.00 0.00 0.00 2,644

Oficinas Centrales 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00 0.00 0.00 0.00 1,826

Contratistas 0 0 0 0 0 0 --- 0 0.00 0.00 0.00 0.00 1,151


2011 6

La International Association of Oil & Gas Producers determinó para 2010 una

referencia para el índice de frecuencia de accidentes de 0.452; por su parte en

Pemex Gas este índice se ha mantenido en valores inferiores a 0.18 en los

últimos tres años.

Índice de frecuencia de accidentes (Pemex Gas vs. referencia internacional)

Los cuatro accidentes que se presentaron en 2011 se describen a continuación:

El 18 de enero en el CPG Nuevo Pemex, un trabajador que realizaba

actividades de mantenimiento tuvo contacto con un cable energizado de

la caja de conexiones de un poste de alumbrado. El especialista se

incorporó a sus actividades el 6 de marzo.

El 28 de febrero en el CPG Ciudad Pemex, un trabajador que realizaba

labores de mantenimiento para eliminar las fugas de gas dulce en la planta

criogénica II, se golpeó la cabeza y sufrió un corte de aproximadamente

2El índice de frecuencia se calcula a partir del número de trabajadores lesionados por millón de horas hombre laboradas. La

referencia internacional de la International Association of Oil & Gas Producers, considera el promedio de las principales compañías que integran dicha asociación.

0.45

0.10

0.18 0.17

2010 Oil & Gas Producers

2009 2010 2011


2011 7

cinco centímetros. El trabajador se incorporó a sus actividades el 8 de

abril.

El 7 de abril en el CPG Coatzacoalcos, un operario que realizaba

maniobras de limpieza en la planta de amoniaco II, recibió un flujo de

agua con residuos de lodo y vapores de amoniaco en el lado izquierdo de

su cara. El trabajador se incorporó a sus actividades el 26 de abril.

El 16 de junio en el sector de Ductos Minatitlán se presentó un derrumbe

de tierra que sepultó totalmente a dos trabajadores que realizaban

actividades de excavación para la inspección y rehabilitación del ducto;

lamentablemente los dos trabajadores fallecieron.

Total de trabajadores con lesiones incapacitantes + muertos, 2000-2011, en Pemex Gas

Pemex Gas desarrolla acciones orientadas a eliminar fallas y disminuir las

circunstancias que impiden contar con escenarios o ambientes laborales

óptimos. En este sentido, durante 2011 se trabajó en:

Reforzamiento del Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental

(SSPA).

3+2

22+0

13+0

25+1 24+0

9+1

4+3

2+0 3+0

13+3

2+1 4+1

'00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11


2011 8

Diagnóstico, análisis de riesgos y consecuencias, e integridad mecánica del

LPG-Ducto en zonas pobladas.

Capacitación básica en SSPA a personal de nuevo ingreso.

Talleres de reforzamiento a la gestión de permisos de trabajo con riesgo;

así como la supervisión permanente de trabajos con riesgo.

Talleres de reforzamiento de herramientas preventivas de Pemex-SSPA y

la aplicación de las mismas.

Campañas de seguridad eléctrica y en talleres.

Difusión de los análisis causa raíz.

Al cierre del año, los centros procesadores de gas Burgos, Matapionche y

Arenque cumplieron más de seis años sin accidentes incapacitantes.

Número de días acumulados sin accidentes incapacitantes en CPG, al 31 de diciembre de 2011

días años

Área Coatzacoalcos 268 0.7

Ciudad Pemex 306 0.8

Nuevo Pemex 347 1.0

Poza Rica 894 2.4

Cactus 1,139 3.1

La Venta 1,354 3.7

Arenque 2,232 6.1

Matapionche 2,571 7.0

Burgos 2,763 7.6


2011 9

Por su parte, en 12 terminales de distribución de gas licuado se ha erradicado la

accidentalidad laboral durante más de 14 años.

Número de días sin accidentes incapacitantes en terminales de gas LP, al 31 de diciembre de 2011

días años

Monterreya 1,468 4.0

Topolobampo 3,265 8.9 7.9

Matapionche 5,446 14.9

Tula 5,470 15.0 14.0

TT Salina Cruz 5,787 15.9

Tepeji del Río 5,973 16.4 15.4

Poza Rica 6,085 16.7

Puebla 6,184 16.9 15.9

Zapopan 6,191 17.0

Rosarito 6,208 17.0 16.0

Abasolo 6,464 17.7

Cactus 6,691 18.3 17.3

Cd. Juárez 6,741 18.5

Ixhuatepec 7,463 20.4

a. A partir de julio del 2009, se incluye la TDGL Monterrey a las

estadísticas del Organismo, la cual desde su entrada en operación

(diciembre de 2007) no ha registrado accidente alguno.


2011 10

Los Sectores de Ductos Madero, Chihuahua y Torreón, así como las tres

unidades de apoyo técnico (UAT Centro, Norte y Sur), cumplieron más de 13

años sin accidentes ocupacionales.

Número de días acumulados sin accidentes incapacitantes en sectores de ductos,

al 31 de diciembre de 2011

días años

Minatitlán 198 0.5

Venta de Carpio 402 1.1

Monterrey 860 2.4

Salamanca 1,222 3.3

Reynosa 1,299 3.6

Veracruz 1,357 3.7

Mendoza 1,440 3.9

Cárdenas 2,144 5.9

San Fernando 2,971 8.1

Guadalajara 3,582 9.8

Tlaxcala 4,071 11.2

Nuevo Pemex 4,383 12.0

UAT Centro 5,085 13.9

UAT Norte 5,095 14.0

Torreón 5,470 15.0

Chihuahua 5,650 15.5

UAT Sur 5,811 15.9

Madero 5,844 16.0

Al cierre de diciembre de 2011, el Proyecto Ambiental Texistepec acumuló

2,644 días sin accidentes incapacitantes. Desde noviembre de 2008 no se han

presentado accidentes con el personal de las empresas contratistas en Pemex

Gas.


2011 11

b) Gestión ambiental

Emisiones de bióxido de azufre a la atmósfera

Durante 2011, las emisiones de las plantas recuperadoras de azufre de los CPG

se ubicaron, en promedio mensual, en 29 kilogramos de bióxido de azufre por

tonelada de azufre procesado, cifra inferior a la registrada en 2010 (31 kg/t),

debido a que los centros procesadores de gas Cactus y Ciudad Pemex

incrementaron su eficiencia de operación por el cambio de los catalizadores

agotados en sus plantas recuperadoras de azufre, con lo que redujeron sus

emisiones en 8 y 4 kilogramos de bióxido de azufre por tonelada de azufre

procesado, respectivamente.

Emisiones de SO2 a la atmósfera, 2011 kg de SO2 por cada tonelada de azufre procesado

Las emisiones de SO2 en los CPG Cactus, Nuevo Pemex y Ciudad Pemex, que

disponen de tecnología Súper Claus, procesan el 96.8% de las corrientes de gas

ácido del Organismo y se ubicaron considerablemente por abajo del límite de

31 29 27 24 26 30

74

182

60

0

Promedio 2010

Promedio 2011

Promedio Plantas SC

Cactus Nvo. Pemex Cd. Pemex Poza Rica Matapionche Arenque Cangrejera

US EPA = NOM-137-SEMARNAT-2003

Plantas más de 300 t-día: 50 kg SO2

US EPA = NOM-137-SEMARNAT-2003

Plantas menosde 300 t-día: 100 kg SO2

Tecnología Superclaus Tecnología Claus o

Claus modificada


2011 12

50 kg de SO2 requerido por la NOM-137-SEMARNAT-2003. Asimismo, los CPG Poza

Rica y Arenque registraron emisiones por debajo del límite de 100 kg de SO2

que contempla dicha norma para plantas recuperadoras con capacidad menor a

300 toneladas por día.

Como se comentó previamente, el cambio de los catalizadores agotados en las

plantas recuperadoras de azufre de Cactus y Ciudad Pemex permitió reducir las

emisiones de SO2 de manera importante en dichos centros procesadores. En el

primer caso, entre 2010 y 2011, se redujeron las emisiones de SO2 de 32 a 24

kilogramos de bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado. Mientras

que en Ciudad Pemex pasó de 34 a 30 kilogramos de bióxido de azufre por

tonelada de azufre procesado.

En el caso del CPG Cangrejera, la planta recuperadora de azufre no registró

emisiones de SO2 en 2011, debido a que se encuentra fuera de operación desde

noviembre de 2009, porque no dispone de suficiente carga de gas ácido para su

operación.

Referente a la modernización de la planta recuperadora de azufre no. 2 en el

CPG Matapionche, es conveniente mencionar que el alcance de este proyecto

es altamente sensible a la disponibilidad de gas amargo proveniente de PEP. En

este sentido, en marzo de 2011 en el marco del ciclo de planeación de Petróleos

Mexicanos se recibió el escenario de oferta de gas de PEP3, el cual presenta una

sensible baja en la disponibilidad de gas para el CPG Matapionche,

especialmente entre los años 2013 y 2016, lo que implicaría que la planta de

azufre no. 2 no tendría suficiente carga para operar, situación que se presentaría

entre el segundo semestre de 2012 y el primer trimestre de 2013. Con base en lo

3 Escenario de PEP 2011, versión 11.301_50% AP.


2011 13

anterior, se tomó la decisión de suspender temporalmente la modernización de

la planta recuperadora de azufre no. 2 mencionada anteriormente, a fin de

analizar las alternativas y adoptar medidas contingentes de optimización que

permitan procesar el volumen total de azufre y cumplir con las especificaciones

requeridas por la norma NOM-137-SEMARNAT-2003 para emisiones de SO2.

Cabe señalar que dentro de las acciones alternativas para cumplir con la

normatividad ambiental el centro procesador de gas Matapionche, se realizó el

cambio de catalizador, así como la limpieza y sustitución de equipos en mal

estado de la planta; como resultado de estas acciones el centro procesador de

gas disminuyó sustancialmente sus emisiones en el último trimestre de 2011, al

pasar de 193 kg/t procesada en septiembre a 124.9 kg/t procesada en

diciembre, considerando sus dos plantas; es importante precisar que la planta de

azufre no. 2, en el mes de diciembre cumplió con lo establecido por la NOM-

137-SEMARNAT-2003 y se tiene programado que la planta de azufre no. 1 que

actualmente no cumple con la norma salga de operación debido a la

disminución de la carga de gas al CPG.


2011 14

Consumo de agua

En 2011, Pemex Gas consumió 3,619 miles de metros cúbicos de agua en

promedio mensual, lo que representó un ahorro de ocho mil metros cúbicos en

el consumo de agua respecto al año anterior; la razón que explica este

comportamiento fue la reducción de las entregas a otras instalaciones.

Consumo total de agua, promedio mensual, enero-diciembre miles de m3

2010 2011 Variación %

Total Pemex Gas 3,627 3,619 -0.2

Centros procesadores de gasa 3,425b 3,578 4.5

Otras instalaciones 202 41 -79.8

a. No considera los CPG Burgos, Arenque y Coatzacoalcos. En el caso de Burgos y Arenque, sus consumos son mínimos por la tecnología que emplean para el proceso, por lo que el registro se incorpora en otras instalaciones, mientras que para el CPG Área Coatzacoalcos, el servicio de agua es provisto por los complejos petroquímicos.

b. Cifra corregida en los CPG Poza Rica y Ciudad Pemex como resultado de la revisión del sistema de información SISPA.

El consumo de agua en los CPG fue 3,578 miles de metros cúbicos, volumen

ligeramente superior a lo reportado en 2010. El mayor incremento se presentó

en el uso para el servicio de contraincendio y en menor medida en los rubros de

proceso y servicios.

Consumo de agua en los CPG por tipo de consumo, promedio mensual enero-diciembre miles de m3

2010 2011

Total 3,425 3,578

Proceso 2,178 2,205

Contraincendio 479 602

Servicios 49 69

Envío a otros usuarios 719 702


2011 15

Descargas de agua

Las descargas de aguas residuales, en 2011, fueron de 898 miles de metros

cúbicos en promedio mensual, 14.6% menores a las registradas en 2010.

Descargas de agua, 2011 miles de m3 promedio mensual

Los contaminantes contenidos en las descargas de agua residual de los centros

de trabajo de Pemex Gas, disminuyeron 29.8% en 2011, al pasar de 33.89

toneladas en promedio mensual en 2010 a 23.8 toneladas en 2011.

Cabe señalar que los contaminantes contenidos en las descargas de agua

residual de Pemex Gas cumplen satisfactoriamente con los límites máximos

permisibles establecidos en la NOM-001-SEMARNAT-1996.

Contaminantes en las descargas de aguas residuales, 2010-2011 toneladas, promedio mensual

a Fosfatos, sulfuros y metales.

1,051 (153)

898

2010 2011

14.6%

33.89

7.65

18.82

4.41 3.01

23.80

2.71

12.23

5.063.80

Contaminantes Grasas y aceites Sólidos suspendidos

totales

Nitrógeno Otros

2010 2011

(a)


2011 16

Con relación a los límites máximos permisibles por la NOM-001-SEMARNAT-1996 en

las descargas de aguas de Pemex Gas, se informa que las descargas de grasas y

aceites, sólidos suspendidos totales y nitrógeno se encuentran dentro de los

límites permitidos por la norma.

Límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de agua y descargas, enero-diciembre 2010-2011 mg/l

Pasivos ambientales

Pemex Gas tiene declaradas 15.1 hectáreas (has) como pasivo ambiental, 11.5

has en el CPG Reynosa, 2.9 has en La Venta y 0.7 has en Arenque.

Para atender esta situación, al cierre de diciembre de 2011, se realizaron las

siguientes acciones:

En el caso del CPG Reynosa, se continuó con la recuperación de

hidrocarburos por administración directa y al cierre de 2011 se recuperaron

81,230 litros. El 22 de julio se llevó a cabo una reunión de trabajo con la

Dirección General de Gestión Integral de Materiales y Actividades

15

75

40

7.3 18.0

4.2 3.0 13.6

5.7

Grasas y aceites Sólidos suspendidos totales Nitrógeno

NOM_001 2010 2011


2011 17

Riesgosas de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales

(SEMARNAT), en la que se presentaron los avances alcanzados en la

remediación ambiental, para cumplir con la resolución DOO.04/004404

del 28 de diciembre de 2001.

Cabe señalar que en dicha reunión se acordó que a fin de darle continuidad a

la resolución anterior, Pemex Gas debería preparar un informe sobre los

trabajos realizados y pondría a consideración de la autoridad un programa de

trabajo que incluya un estudio de evaluación de riesgo apegado a la guía

emitida por esa dependencia, así como estudios de evaluación y

caracterización con apego a la normatividad vigente.

En cumplimiento a lo anterior, en diciembre de 2011, se integró el informe

de actividades realizadas y el programa de trabajo 2012-2014 para continuar

con la atención de este pasivo.

Es importante mencionar que ambos documentos se entregarán a la

SEMARNAT en el primer semestre de 2012.

Respecto al CPG La Venta, se continúa con la gestión de recursos

financieros para ejecutar los trabajos de reintegración de suelo así como las

actividades solicitadas por la PROFEPA y posteriormente proceder a la

liberación del pasivo.

Referente al CPG Arenque, el centro de trabajo continúa con la revisión del

informe final de 0.7 has del área de proceso que se entregará a la

SEMARNAT, la cual determinará si procede la liberación del pasivo;

asimismo, están pendientes los resultados del estudio de caracterización

efectuado en las cinco hectáreas del área de quemadores, del cual se

derivará la propuesta de remediación y acciones a realizar.


2011 18

Residuos peligrosos

Durante 2011 se generaron 1,118.9 toneladas de desechos industriales

clasificados como peligrosos y se eliminaron 1,070, con ello, el inventario al

cierre del año se ubicó en 94.4 toneladas.

Evolución del inventario de residuos peligrosos, 2011 toneladas

La mayor parte del inventario de residuos peligrosos son sólidos impregnados

de hidrocarburos, sedimentos por corridas de diablo y lodos aceitosos.

Clasificación del inventario de residuos peligrosos, 2011 toneladas

La gestión de residuos peligrosos se efectuó a través de diversos métodos de

acuerdo con la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los

Residuos y su Reglamento, con un costo para el Organismo de 3,651.6 miles de

pesos.

45.4

1,118.9 1,070.0

94.4

Inventario31.12.2010

Generados Eliminados Inventario31.12.2011

60.2

21.08.2 2.2 1.6 1.2 94.4

Sólidos impregnados HC

Sedimento corrida de diablo

Lodos aceitosos Envases y tambos vacíos

Rec. alquitrán hulla Lámparas fluorescentes

Total


2011 19

Gestión de residuos peligrosos, enero-diciembre 2011

Centro de trabajo Inventario al

31/12/2010 Residuos

generados Residuos

dispuestos Inventario al

31/12/2011 Método de valorización,

tratamiento o disposición

final y/o almacenamientoa

Costo

Toneladas miles de pesos TDGL Abasolo 0.00 0.11 0.00 0.11 Almacenamiento ---

TDGL Cactus 0.00 0.13 0.00 0.13 Almacenamiento ---

TDGL Cd. Juárez 0.00 0.23 0.23 0.00 Disposición final 0.0

TDGL Poza Rica 0.00 0.07 0.00 0.07 Almacenamiento ---

TDGL Topolobampo 0.00 0.72 0.72 0.00 Valorización PREF ---

TDGL Tula 0.00 0.49 0.49 0.00 Disposición final 56.1

TDGL Zapopan 0.00 0.16 0.09 0.07 Almacenamiento ---

TDGL Rosarito 0.00 0.47 0.47 0.00 Disposición final 0.0

SD Reynosa 1.05 4.55 1.76 3.84 Disposición final 8.1

SD Monterrey 0.00 50.99 50.33 0.66 Confinamiento 110.7

SD Chihuahua 0.01 0.24 0.00 0.25 Almacenamiento ---

SD Tlaxcala 0.00 0.98 0.98 0.00 Disposición final 6.0

SD Salamanca 0.00 4.55 4.14 0.42 Incineración 10.2

SD Guadalajara 0.00 0.20 0.20 0.00 Incineración 0.5

SD Mendoza 0.00 0.59 0.00 0.59 Almacenamiento ---

SD Veracruz 43.28 25.67 0.00 68.95 Almacenamiento ---

SD Minatitlán 1.10 2.14 0.00 3.24 Almacenamiento ---

SD San Fernando 0.00 0.25 0.25 0.00 Incineración 7.4

SD Cárdenas 0.00 2.24 0.00 2.24 Almacenamiento ---

SD Cd. Madero 0.00 0.78 0.78 0.00 Disposición final 3.5

SD Nuevo Pemex 0.00 5.08 0.00 5.08 Almacenamiento ---

CPG Cactus 0.00 258.65 258.65 0.00 Reciclaje 1,214.2

CPG Nuevo Pemex 0.00 96.70 96.70 0.00 Reciclaje 487.2

CPG Cd. Pemex 0.00 155.54 146.81 8.73 Reciclaje 815.4

CPG Área Coatzacoalcos 0.00 24.04 24.04 0.00 Reciclaje 97.8

CPG Poza Rica 0.00 27.72 27.72 0.00 Reciclaje 199.0

CPG Reynosa 0.00 311.10 311.10 0.00 Disposición final 218.2

CPG Burgos 0.00 86.04 86.04 0.00 Disposición final 155.0

CPG La Venta 0.00 22.52 22.52 0.00 Coprocesamiento 135.1

CPG Matapionche 0.00 35.99 35.99 0.00 Coprocesamiento 127.2

Total 45.4 1,118.9 1,070.0 94.4 3,651.6

a. Conforme a la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos y su Reglamento se entiende por: Coprocesamiento. Es la integración ambientalmente segura de los residuos generados por una industria o fuente conocida como insumo a otro proceso productivo. Disposición final. Es la acción de depositar o confinar permanentemente residuos en sitios e instalaciones cuyas características permitan prevenir su liberación al ambiente y las consecuentes afectaciones a la salud de la población y a los ecosistemas y sus elementos. Valoración. Es el principio y conjunto de acciones asociadas para recuperar el valor remanente o el poder calorífico de los materiales que componen los residuos, mediante su reincorporación en procesos productivos, bajo criterios de responsabilidad compartida, manejo integral y eficiencia (ambiental, tecnológica y económica). Almacenamiento. Es el depósito temporal de residuos, con carácter previo a su valoración o eliminación. Reciclado. Transformación de los residuos a través de distintos procesos que permiten restituir su valor económico, evitando así su disposición final, siempre y cuando esta restitución favorezca un ahorro de energía y materias primas sin perjuicio para la salud, los ecosistemas o sus elementos.


2011 20

Derrames y fugas4

Para atender lo solicitado por el Comisario Público de la Coordinación General

de Órganos de Vigilancia y Control adscrita a la Secretaría de la Función

Pública, mediante oficio SE/113/078/2012 del 21 de marzo de 2012, se

presenta el apartado sobre las fugas y los derrames que el Organismo registró

durante 2011; asimismo, se informa sobre las causas que los originaron y las

medidas preventivas o correctivas que se realizaron.

El primer evento se presentó el 8 de enero en la terminal de distribución de gas

licuado de Tula; la ruptura de una de las mangueras que se interconectan al

medidor provocó una fuga de aproximadamente 455 kilogramos de gas LP.

Como resultado del análisis de riesgos se determinó cambiar la válvula macho

convencional por una válvula de doble sello con testigo, así como otras medidas

preventivas.

La segunda fuga se registró el 26 de enero en el gasoducto de 16”, en el tramo

El Dorado-Chávez km 283+750, debido a que la fractura en la soldadura del

ducto ocasionó la pérdida de 7.8 MMpc de gas natural. Para prevenir este tipo

de accidentes se tomaron las siguientes acciones: la medición de espesores de

pared, así como la inspección y evaluación de las soldaduras circunferenciales

del ducto (aguas arriba y aguas abajo). Adicionalmente, se realizó la inspección

radiográfica en uniones con diferencias de espesores significativos, así como

pruebas de dureza.

4 Se basa en lo establecido por el lineamiento corporativo, número 800-80000-L-DCSIPA-002, del 16 de febrero de 2001, mediante

el cual se reportan este tipo de eventos a las autoridades externas como SEMARNAT y PROFEPA.


2011 21

La tercera fuga se presentó el 15 de julio en el gasoducto de 16”, en el tramo

CPG Poza Rica-Cobos en el cruce subfluvial del río Cazones en Poza Rica,

Veracruz. Las fuertes lluvias provocaron el socavamiento del lecho del río y el

arrastre de árboles y rocas que impactaron al ducto y provocaron su ruptura,

por lo que se emitió un volumen de 0.5 MMpc de gas natural. Al respecto, se

realiza un estudio batimétrico para determinar la profundidad necesaria para

realizar un cruce direccionado del río. Actualmente el ducto está en proceso de

reparación y se estima terminar con los trabajos mencionados en el tercer

trimestre de 2012.

El cuarto evento se presentó el 14 de noviembre en el km 59 del ducto 36” en

la estación de compresión Los Ramones–Estación no. 19, la corrosión externa

provocó un incendio y una explosión, no se presentaron daños a terceros y se

emitieron 108 MMpc de gas natural. Como resultado del análisis de riesgos, se

recomendó reforzar los análisis integrales de los sistemas de ductos mediante la

inspección interior con equipo instrumentado y las evaluaciones de

recubrimiento mecánico. Adicionalmente, se realiza un estudio al estado del

recubrimiento mecánico, así como un muestreo aleatorio por sondeo para la

inspección del ducto en zonas pobladas. Se recomendó reforzar la estrategia de

seguridad física de los sistemas de protección catódica para prevenir actos

vandálicos. Los trabajos previamente comentados están programados para

atenderse durante 2012.


2011 22

Industria Limpia

Al inicio del año, Pemex Gas tenía registradas 66 instalaciones inscritas en el

Programa Nacional de Auditorías Ambientales (PNAA); durante 2011 la

Procuraduría Federal de Protección al Ambiente entregó seis refrendos de

Certificados de Industria Limpia (CIL) de las siguientes instalaciones:

Derecho de vía del Sector de Ductos Nuevo Pemex, que considera el

etano-ducto de 20" Cactus-Cangrejera, el gasolino-ducto 20" Cactus-

Pajaritos y el gasolino-ducto 12" Cactus-Cangrejera, con vigencia del 26 de

noviembre de 2010 al 26 de noviembre de 2012.

Terminal de gas LP Poza Rica, con una vigencia del 21 de enero de 2011 al

21 de enero de 2013.

Terminal de gas LP Puebla, con una vigencia del 31 de marzo de 2011 al

31 de marzo de 2013.

Terminal de gas LP Cactus, con una vigencia del 3 de agosto de 2011 al 3

de agosto de 2013.

Terminal de gas LP Salina Cruz, con una vigencia del 31 de agosto de 2011

al 31 de agosto de 2013.

Terminal de gas LP Zapopan, con una vigencia del 18 de octubre de 2011

al 18 de octubre de 2013.

Del total de instalaciones inscritas en el PNAA, conforme a las modificaciones

del Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al

Ambiente en materia de Autorregulación y Auditoría Ambiental, la

Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA) notificó la


2011 23

desincorporación de 29 instalaciones del PNAA y registró la inscripción de

nueve instalaciones, las cuales realizaron el proceso de contratación de auditoría

ambiental para obtener el certificado.

Como resultado de lo anterior, a diciembre de 2011 se tienen 46 instalaciones

inscritas en el PNAA y 19 instalaciones con certificados vigentes.


2011 24

4. Situación operativa5 En los anexos 2 y 3 se presenta la información

estadística de proceso, producción y comercialización.

a) Producción

Durante 2011, Pemex Gas procesó 4,527.4 millones de pies cúbicos diarios de

gas (MMpcd), volumen 1.2% superior a 2010, como resultado de una mayor

disponibilidad de gas húmedo amargo y dulce por parte de PEMEX-

Exploración y Producción (PEP) en los centros procesadores de gas (CPG) de

Poza Rica y La Venta, respectivamente.

En el siguiente cuadro se presenta la información del proceso de gas y

condensados durante los años 2010 y 2011, así como de los diferentes

programas de operación del año 2011.

Proceso de gas y condensados

2011

Variación % 2011 vs.

2010 POA POT I Real

2010 POA POT I

Proceso

Gas húmedo total (MMpcd) 4,471.6 4,594.0 4,314.7 4,527.4

1.2 -1.5 4.9

Gas húmedo amargo 3,421.8 3,486.1 3,355.5 3,445.4

0.7 -1.2 2.7

Gas húmedo dulce 1,049.9 1,108.0 959.2 1,082.0

3.1 -2.3 12.8

Condensados (Mbd) 52.7 52.8 54.1 56.6

7.4 7.1 4.6

Producción

Gas seco (MMpcd) 3,618.2 3,684.7 3,463.7 3,691.6

2.0 0.2 6.6

Gas licuado (Mbd) 184.2 186.2 179.9 185.4

0.7 -0.4 3.0

Etano (Mbd) 119.5 126.5 123.9 120.6

0.9 -4.7 -2.7

Gasolinas (Mbd) 78.7 80.4 77.6 81.7

3.9 1.6 5.3

Azufre (Mt) 670.0 727.8 661.9 636.1 -5.1 -12.6 -3.9

5 Todas las referencias al programa están relacionadas con el Programa Operativo Anual.


2011 25

En comparación con el Programa Operativo Anual (POA), el volumen

procesado en 2011 fue 1.5% inferior, debido a que se recibió un menor

volumen de gas húmedo amargo marino y de gas húmedo dulce de Burgos por

parte de PEP.

En cuanto al proceso de condensados, se tuvo un promedio de 56.6 miles de

barriles diarios (Mbd), superior en 7.4% y 7.1% con respecto a 2010 y al

programa, como consecuencia de la mayor oferta de condensados marinos de

PEP.

Durante el 2011, la producción de gas seco fue de 3,691.6 MMpcd, 2% superior

al año anterior, mientras que la producción de gas licuado fue de 185.4 Mbd

mayor en 0.7%; lo anterior en concordancia con los mayores niveles de

procesamiento.

En cuanto a la producción de etano y gasolinas naturales, estos productos

resultaron 0.9% y 3.9% por arriba de lo producido en 2010, como consecuencia

del mayor recibo de condensados amargos, principalmente de las regiones

marinas. Finalmente, la producción de azufre fue 5.1% inferior a la registrada en

el año anterior, debido principalmente a una disminución en el contenido de

ácido sulfhídrico en las corrientes del gas marino y del Mesozoico de PEP.

En comparación con el POA, durante 2011 se tuvo una menor disponibilidad

de gas húmedo por parte de PEP y por consiguiente el proceso disminuyó; lo

anterior provocó que la producción de gas licuado, etano y azufre fueran

inferiores en 0.4%, 4.7% y 12.6%, respectivamente. Por su parte, la producción

de gas seco fue similar a lo programado. En lo correspondiente a la producción


2011 26

de gasolinas naturales, ésta se incrementó en 1.6%, como resultado de la mayor

entrega de condensados marinos.

b) Transporte de productos

Gas natural. El transporte total de gas natural en 2011, se ubicó en 4,858

MMpcd, volumen 2.7% superior a 2010. El transporte considera el Sistema

Nacional de Gasoductos (SNG), el Sistema Naco-Hermosillo y Samalayuca. El

crecimiento se explica por un mayor consumo de los sectores eléctrico,

industrial y distribuidoras.

Considerando únicamente lo transportado por el SNG, al 31 de diciembre la

capacidad de transporte fue de 5,012 MMpcd, lo que representa un porcentaje

de utilización de 92.6%, que considera el volumen promedio transportado de

4,640 MMpcd. Por su parte, el rango operativo del nivel de empaque se

encuentra entre 6,900 y 7,300 MMpc.

Gas licuado. El volumen total transportado de gas LP fue de 200.5 Mbd, mayor

en 11.5 Mbd respecto al año anterior. En particular en el ducto Cactus-

Guadalajara se transportaron 184.1 Mbd, lo que representó un incremento de

12.9 Mbd respecto a 2010. El volumen transportado aumentó a pesar de la

desaceleración del consumo interno, esto debido a que con el inicio de

operaciones de la terminal Atotonilco, en mayo de 2010, la terminal recibe la

producción de gas LP de la refinería de Tula que es inyectada al ducto;

adicionalmente, también contribuyó el crecimiento de las operaciones en las

terminales Abasolo y Zapopan. Considerando que la capacidad de transporte es

de 242 Mbd, durante el 2011, la capacidad utilizada fue de 77%.


2011 27

Volumen transportado de gas licuado miles de barriles diarios

Variación

2010 2011 Absoluta %

Total 189.0 200.5 11.5 6.1

Cactus-Guadalajara 171.1 184.1 12.9 7.5

Hobbs-Méndez 17.9 16.5 -1.4 -8.1

Por su parte, la disminución en el volumen transportado por el ducto Hobbs-

Méndez está relacionada con la menor demanda de gas LP en el norte del país

durante el verano e invierno de 2011. Adicionalmente, dicho ducto transportó

una cantidad de gas LP inferior por los problemas en el ducto en el lado

norteamericano que afectaron la logística de importación de este combustible.


2011 28

c) Mercados de productos

Mercado de gas natural

Durante 2011, el comportamiento del mercado de gas natural que atiende

Pemex Gas, continuó con un crecimiento en las ventas internas de 130.2

MMpcd; destaca el aumento del sector eléctrico con 121.2 MMpcd. Por lo

anterior y aunado a la menor disponibilidad de gas directo de campos que

entrega PEP, fue necesario incrementar las importaciones para satisfacer la

demanda total.

Balance de gas seco millones de pies cúbicos por día

2011


2010 POA POT I Real

2010 POA POT I

Origen 5,539.7 5,559.3 5,478.2 5,603.6

1.2 0.8 2.3

Oferta 5,004.0 5,056.7 4,691.9 4,812.7

-3.8 -4.8 2.6

Oferta de Pemex Gasa 3,692.2 3,756.6 3,531.1 3,767.4

2.0 0.3 6.7

Directo de campos 1,311.8 1,300.1 1,160.8 1,045.3

-20.3 -19.6 -9.9

Importación 535.8 502.7 786.3 790.8

47.6 57.3 0.6

Consumo total 5,508.9 5,559.3 5,478.2 5,573.9

1.2 0.3 1.7

Consumo Pemex 2,234.7 2,339.6 2,267.7 2,187.5

-2.1 -6.5 -3.5

Ventas a otros Organismos 1,945.7 2,033.1 1,964.0 1,895.5

-2.6 -6.8 -3.5

Exploración y Producción 1,287.6 1,298.2 1,243.7 1,242.1

-3.5 -4.3 -0.1

Refinación 337.8 405.7 387.4 332.9

-1.5 -18.0 -14.1

Petroquímica 319.9 328.7 332.4 320.0

0.0 -2.6 -3.7

Corporativo 0.5 0.5 0.5 0.5

-3.7 -9.7 -9.7

Autoconsumo Pemex Gas 289.0 306.5 303.7 292.0

1.0 -4.7 -3.9

Exportación 19.3 0.0 0.0 1.3

-93.2 --- ---

Ventas internas 3,254.9 3,219.8 3,210.5 3,385.1

4.0 5.1 5.4

Sector eléctrico 1,763.1 1,880.4 1,820.1 1,884.3

6.9 0.2 3.5

Industrial y distribuidorasb 1,290.4 1,283.9 1,329.4 1,327.7

2.9 3.4 -0.1

Sector comercializadores 201.4 55.5 61.0 173.1

-14.0 --- ---

Diferenciasc 30.8 0.0 0.0 29.7 -3.8 --- ---

a. La oferta de Pemex Gas incluye la producción de plantas y el etano inyectado a ductos.

b. Incluye empresas autogeneradoras de electricidad.

c. Incluye variaciones del empaque en el Sistema Nacional de Gasoductos y diferencias estadísticas por medición.


2011 29

Oferta. El volumen ofertado fue de 4,812.7 MMpcd, inferior en 3.8% al

volumen de 2010 y 4.8% menor respecto al POA, este comportamiento es

derivado de la reducción de 266.5 MMpcd en la disponibilidad de gas seco de

campos, principalmente en Burgos y Veracruz.

Consumo. En 2011, la demanda de gas seco total y por sectores se comportó

de la siguiente manera:

La demanda total de gas seco, que considera las ventas a terceros, a otros

Organismos y exportaciones, fue de 5,573.9 MMpcd, volumen 65 MMpcd

superior a lo observado en 2010.

Las ventas internas al sector eléctrico promediaron 1,884.3 MMpcd, 6.9%

superior a 2010. Los factores que contribuyeron a incrementar el consumo del

gas natural son: el crecimiento en las ventas de energía eléctrica; la reducción de

la generación eléctrica mediante plantas hidroeléctricas, por el bajo nivel de las

presas durante el segundo semestre del año; así como la competitividad de los

precios del gas natural respecto a otros combustibles.

En el mismo sentido se comportaron las ventas al sector industrial-

distribuidoras, las cuales ascendieron a 1,327.7 MMpcd, 2.9% superiores a 2010.

El mayor consumo se explica por el incremento de las ventas al sector acerero y

a los clientes en el norte del país.

Por su parte, las ventas a las comercializadoras alcanzaron niveles promedio de

173.1 MMpcd, lo que representó una reducción de 14% con relación a 2010,

ocasionada por la menor demanda de las compañías que suministran gas a la

Comisión Federal de Electricidad.


2011 30

Las ventas a otros Organismos de Petróleos Mexicanos se ubicaron en 1,895.5

MMpcd, 50.3 MMpcd inferiores que el consumo de 2010. La principal

disminución se presentó en PEP, debido a una menor entrega de gas para

bombeo neumático ocasionado por el accidente en el gasoducto Cactus-El

Misterio que provocó restricciones en el suministro.

Con respecto al POA, las ventas internas observaron un crecimiento de 5.1%,

que se explica fundamentalmente por una mayor demanda de los sectores

industrial-distribuidoras y eléctrico. El consumo Pemex fue inferior en 152.1

MMpcd, debido a la menor entrega de gas a PEP y a Refinación, en este último

caso se debe a la reducción en los consumos en las refinerías de Cadereyta, Tula

y Salamanca.

Comercio exterior. Durante 2011, fue necesario importar 790.8 MMpcd,

volumen superior en 47.6% y 57.3%, con relación a 2010 y al programa,

respectivamente, como resultado de la menor oferta de gas directo de campos y

del incremento en el consumo mencionado previamente.

Precios. Durante el ejercicio 2011, el

precio promedio de referencia

internacional del gas natural se ubicó

en 3.86 dólares por millón de Btu,

inferior en 0.28 dólares al registrado

en el 2010, lo que equivale a una

reducción de 6.7%.

dólares por millón de Btu, ene-dic.

0

2

3

5

6

8

9

11

12

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

2011

2010


2011 31

Durante 2011, los factores que más influyeron en el comportamiento de los

precios en el mercado norteamericano fueron:

Estados Unidos registró la producción de gas más alta de su historia, al

promediar 62.3 MMMpcd, 6.3% por arriba del promedio de 2010. Lo

anterior derivado del aumento de 45.4% en la producción de fuentes no

convencionales (shale gas6), la cual se elevó de un promedio de 15.85

MMMpcd en 2010 a 23.04 MMMpcd en 2011; con estos resultados la

participación de esta fuente no convencional en el total de la producción se

incrementó de 27% en 2010 a 37% en 2011.

La demanda de gas natural en Estados Unidos, promedió 67.2 MMMpcd,

2.1% superior al 2010. El mayor crecimiento se presentó en el sector

eléctrico con un 3% de incremento al requerir 20.8 MMMpcd, derivado de

un verano con temperaturas altas y menores precios del gas con relación a

otros combustibles. Por su parte, el sector industrial consumió 18.5

MMMpcd, lo que significó un 2.3% de aumento respecto al nivel promedio

de 2010, apoyado por una leve recuperación económica. Finalmente, el

sector residencial y comercial, con un volumen promedio de 21.8 MMMpcd,

registró una contracción de 1.7% por un clima menos frío en el último

trimestre de 2011 en comparación con el año precedente.

En 2011, como resultado del incremento de la producción doméstica en los

Estados Unidos, las importaciones provenientes de Canadá disminuyeron

9% al promediar 6.3 MMMpcd. Adicionalmente, como consecuencia del alto

nivel de producción interna y los menores precios relativos del gas natural en

Estados Unidos con respecto a los observados en Europa y Asia, las

6 El shale gas es un gas natural que se obtiene del tipo de roca lutita o pizarra. Es una roca sedimentaria muy porosa y

en estos poros se encuentra atrapado el gas.


2011 32

importaciones de gas natural licuado (GNL) se ubicaron en 0.8 MMMpcd,

30.8% menores al 2010.

Con respecto al nivel de almacenamiento, al 31 de diciembre de 2011, el

volumen de inventarios alcanzó un nivel histórico de 3,472 MMMpc,

volumen superior en 365 MMMpc al registrado en 2010 y en 457 MMMpc al

promedio de los últimos cinco años, como resultado principalmente de un

mayor incremento relativo en la producción de gas natural con relación al

aumento en la demanda y de temperaturas menos frías respecto a lo

esperado en los últimos meses del año.

Precios relativos dólares por millón de Btu, ene-dic

Combustible 2010 2011

%

relativo

GN

Gasolina 17.034 23.087 498

Diesel 15.060 20.896 441

Crudo WTI 13.470 16.243 321

Propano 12.630 15.910 312

Combustóleo 10.964 14.895 286

Gas Natural 4.138 3.860 Base

Durante 2011, nuevamente el gas natural se mantuvo como el combustible de

menor precio en el mercado. En cuanto a su más próximo competidor, el

combustóleo, la brecha se amplió y en términos relativos fue 286% más caro

que el gas natural. En comparación con otros combustibles como el propano, el

diesel y la gasolina, los precios de estos fueron 312%, 441% y 498% superiores

respecto al precio del gas natural.

Precios de referencia del gas natural vs. combustóleo dólares por millón de Btu

Combustóleo, Platts, Gulf Coast No. 6, 3.0%S

Gas natural, TETCO, Sur de Texas

2007 2008 2009 2010 2011


2011 33




presenta el análisis relativo a la estrategia de arbitraje para el precio del gas

natural.

La Secretaría de Hacienda y Crédito Público garantiza los ingresos petroleros

mediante la compra de un instrumento financiero en los mercados

internacionales, con ese instrumento se garantiza un precio mínimo de venta del

crudo en el mercado internacional. Sin embargo, no se emplea una estrategia

similar para el comercio internacional de gas natural.

Actualmente, cuando es necesario importar gas natural, las compras se realizan

a través de la empresa MGI Supply, subsidiaria de Pemex Gas, para estas

transacciones existen fórmulas de transferencia entre Pemex Gas y su filial MGI

Supply.

La Dirección Corporativa de Finanzas (DCF), específicamente el área de

Administración de Riesgos es la encargada de la administración de la matriz de

riesgos de Petróleos Mexicanos; por ello, para definir una estrategia que permita

aprovechar las oportunidades de arbitraje entre precios de los energéticos es

necesario evaluarla de manera conjunta entre el Organismo y la DCF para no

afectar los resultados financieros de Pemex.


2011 34

Mercado de gas licuado

Durante 2011, el mercado nacional de gas licuado estuvo determinado por una

disminución en la oferta, por la desaceleración del mercado interno y por el

incremento en los precios de referencia internacional.

Balance de gas licuado miles de barriles por día

2011


2010 POA POT I Real

2010 POA POT I

Origen 291.8 295.2 294.7 292.9

0.4 -0.8 -0.6

Oferta nacional 212.8 216.0 210.9 210.5

-1.1 -2.5 -0.2

Producción Pemex Gas 184.2 186.2 179.9 185.4

0.7 -0.4 3.0

Otros Organismos 28.6 29.8 31.0 25.1

-12.4 -15.7 -19.0

Importaciones 79.0 79.2 83.8 82.4

4.3 4.0 -1.7

Consumo total 292.9 295.1 294.7 291.9

-0.4 -1.1 -1.0

Ventas internas 287.9 287.4 287.4 284.8

-1.1 -0.9 -0.9

Industriales 0.9 0.8 0.9 0.9

3.3 13.0 -1.5


17.0 -35.3 -28.6

Autoconsumos Pemex Gas 0.7 0.5 0.4 0.7

3.6 48.4 59.0

Exportaciones 0.1 0.4 0.4 1.5

--- --- ---

Variación de existenciasa -1.1 0.0 0.1 1.0 --- --- ---

a. Incluye variación de inventarios, buque-tanques en tránsito, empaque en ductos y diferencias estadísticas.

Oferta. La oferta nacional de gas licuado se ubicó en 210.5 Mbd, volumen 1.1%

inferior al alcanzado en 2010. Lo anterior se explica por la reducción en la

disponibilidad de este hidrocarburo por parte de otros Organismos,

particularmente de Pemex Refinación, como consecuencia de la disminución en

la producción en las refinerías de Salina Cruz y Tula, al procesar un menor

volumen de crudo.


2011 35

Consumo. Durante 2011, las ventas internas de gas licuado fueron de 284.8

Mbd, volumen inferior en 3.1 Mbd al registrado en 2010. Dicha declinación

estuvo determinada por una reducción en el consumo en los últimos meses de

2011, como resultado de una temporada invernal menos severa en

comparación con el año anterior.

Comercio exterior. Las importaciones promediaron 82.4 Mbd, cifra superior en

3.4 Mbd a la registrada en 2010. Los factores que contribuyeron fueron: la

reducción de 2.3 Mbd en la oferta nacional, debido a menores entregas de gas

LP de Pemex Refinación y las contingencias operativas que complicaron la

logística de suministro. En este último caso se encuentran los problemas en el

ducto (Hobbs) en Estados Unidos y el retraso de cargamentos a Topolobampo.

Por las circunstancias antes descritas fue necesario incrementar la importación

por Tuxpan, Mexicali, Pajaritos, Juárez por autotanques, Nogales y Piedras

Negras; así como reiniciar operaciones en la Terminal de Manzanillo.

Precios. En 2011, el precio de

referencia internacional del

propano promedió 144.9 centavos

de dólar por galón, 26% superior a

2010. El incremento se explica por

su correlación con los elevados

precios del crudo, así como por el

crecimiento en el consumo del

sector agrícola en Estados Unidos que emplea grandes cantidades de propano

para el secado de semillas.

Centavos de dólar por galón, ene-dic.

20

50

80

110

140

170

200

230


2011

2010


2011 36

Por su parte, el precio promedio de

referencia internacional del butano,

fue de 181.9 centavos de dólar por

galón, 23.1% superior al valor

registrado en 2010. El aumento es

consecuencia de la influencia del

mercado de crudo, así como del uso

del butano como componente de la

gasolina automotriz, ya que durante la temporada invernal se emplea para

aumentar la presión de vapor.

Centavos de dólar por galón, ene-dic.

20

50

80

110

140

170

200

230

260

290


2011

2010


2011 37

Mercado de gasolinas naturales

Durante 2011, la oferta de gasolina natural promedió 83 Mbd, volumen 3.5%

superior a 2010, como consecuencia del mayor recibo de condensados amargos

de las regiones marinas. Por el lado de la demanda, las ventas a otros

Organismos fueron de 7.2 Mbd, lo que representó una reducción de 4.7 Mbd

respecto al año anterior; la disminución obedeció a una menor demanda en

Pemex Petroquímica debido a que en 2011 la planta HDS de Cangrejera operó

de manera intermitente.

Durante 2011, la exportación de gasolinas fue de 75.2 Mbd, lo que representó

un incremento de 11% respecto a 2010, esto debido a la reducción de los

requerimientos de Pemex Petroquímica y al aumento de la producción.

Balance de gasolina natural miles de barriles por día

2011


2010 POA POT I Real

2010 POA POT I

Origen 80.2 82.9 80.5 83.0

3.5 0.1 3.1

Oferta Pemex Gas 78.7 80.4 77.6 81.7

3.9 1.6 5.3


-15.8 -49.8 -57.0

Consumo total 79.6 82.9 80.5 82.4 3.5 -0.6 2.3

Ventas a otros Organismos 11.9 15.1 20.6 7.2 -39.6 -52.3 -65.0

Exploración y Producción 1.4 0.8 0.9 1.2

-19.1 40.2 26.8

Refinación 1.1 1.2 9.0 1.4 28.8 10.9 -84.6

Petroquímica 9.4 13.0 10.7 4.6

-50.5 -64.3 -56.5

Exportación 67.7 67.8 59.9 75.2

11.0 10.9 25.5

Variación de existenciasa 0.5 0.0 0.0 0.6 8.3 --- ---

a. Incluye variación de existencias, buque-tanques en tránsito y diferencias estadísticas.

Respecto a lo programado, la oferta de gasolinas naturales fue similar; mientras

que las ventas a otros Organismos quedaron 52.3% por abajo, esto debido


2011 38

principalmente a que en el programa se consideró que la planta HDS de

Cangrejera operaría sin contratiempos.

Mercado de etano

En 2011, la oferta de etano fue de 120.6 Mbd, superior en 0.9% al año anterior,

como consecuencia de una mayor oferta de gas húmedo de PEP. Por su parte,

la demanda de etano de Pemex Petroquímica resultó 0.6% inferior a 2010, esto

derivado de problemas operativos en las plantas de etileno de Pajaritos y

Cangrejera, así como en el CPQ Morelos en la planta de polietileno y en la

swing. Por ello, la inyección de etano a los ductos de gas seco se ubicó en 47.4

Mbd, lo que representó un incremento de 3.3% respecto al año anterior.

Balance de etano miles de barriles por día

2011 Variación % 2011 vs.

2010 POA POT I Real

2010 POA POT I

Origen 119.5 126.5 123.9 120.6

0.9 -4.7 -2.7


0.9 -4.7 -2.7

Consumo total 119.5 126.5 123.9 120.6

0.9 -4.7 -2.7


-0.6 -9.8 -10.1

Inyectado a ductos 45.9 45.4 42.4 47.4

3.3 4.5 11.7


2011 39

Mercado de azufre

Durante 2011, la oferta de azufre fue de 955.8 Mt, inferior en 40.3 Mt respecto

al volumen registrado en 2010. De la oferta total, 636.1 Mt corresponden a la

producción de Pemex Gas, cifra menor en 33.9 Mt a la observada en 2010, lo

que se explica por un menor contenido de ácido sulfhídrico en el gas amargo

marino y del Mesozoico. En contraparte, las ventas del mercado interno

crecieron 65.7 Mt en comparación con el año anterior; en consecuencia los

excedentes a exportación fueron de 297.2 Mt, cifra inferior en 117.2 Mt a la

registrada en 2010.

Balance de azufre miles de toneladas

2011 Variación % 2011 vs.

2010 POA POT I Real

2010 POA POT I

Origen 996.2 1,237.6 1,086.9 955.8

-4.1 -22.8 -12.1


-5.1 -12.6 -3.9

Pemex-Refinación 326.2 509.8 425.0 319.8

-2.0 -37.3 -24.8

Consumo total 996.5 1,237.6 1,086.9 945.0

-5.2 -23.6 -13.1

Ventas internas 582.1 780.0 907.9 647.8

11.3 -17.0 -28.6

Exportación 414.5 457.6 179.0 297.2

-28.3 -35.0 66.0

Variación de existenciasa -0.4 0.0 0.0 10.8 --- --- ---

a. Incluye variación de inventarios, buquetanques en tránsito y diferencias estadísticas.

Con relación al programa, la producción de azufre fue menor en 22.8%, lo que

se explica por la reducción en las entregas de Pemex Refinación en Cadereyta,

Madero, Minatitlán y Tula, y por una disminución en la producción en Pemex

Gas por el menor contenido de ácido sulfhídrico en el gas húmedo amargo. En

lo que respecta a las ventas internas, en el programa se esperaba un mayor

crecimiento.


2011 40

5. Actividad financiera

Información clasificada de la página 40 a 51 del Informe de Autoevaluación

2011.

Información Reservada 2 años

Fecha de clasificación 29/02/2012

Parte/Sección Utilidades y Balance General

Fundamento Legal LFTAIPG, Art. 14 Frac. VI.

Unidad Administrativa Gerencia de Recursos Financieros


2011 52

c) Valor Económico Agregado (EVA®)

Información clasificada de la página 52 a la 54 del Informe de Autoevaluación

2011.

Información Reservada 3 años


Parte/Sección Valor Económico Agregado (EVA®)

Fundamento Legal LFTAIPG, Art. 14 Frac. VI

Unidad Administrativa Gerencia de Evaluación Financiera


2011 55

d) Cartera

Al 31 de diciembre de 2011, la cartera total de clientes de Pemex Gas ascendió a

21,958.4 millones de pesos, cifra superior en 23% con relación a 2010.

Evolución de la cartera total miles de millones de pesos

Por su parte, la cartera vencida se ubicó en 269.2 millones de pesos, lo que

representó únicamente el 1.2 % de la cartera total. Durante todo el año la

cartera vencida de CFE, el principal cliente, se mantuvo en un promedio de

68.4 de millones de pesos, cifra inferior a la registrada en 2010 de 102.5

millones de pesos.

0.10 0.12 0.12 0.14 0.21 0.20 0.16 0.17 0.18 0.17 0.17 0.14 0.27

17.8 19.3 19.2 18.9 18.3 19.8

20.8 20.8 20.8 17.9

21.2 20.5 21.9

dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

Cartera vencida Cartera total de clientes

2011 2010


2011 56

6. Organización, estructura administrativa y recursos humanos

Al cierre de 2011, el número de plazas totales en Pemex Gas ascendió a 12,526,

lo que significó una disminución de 105 plazas respecto al cierre de 2010, de las

cuales 73 fueron plazas sindicalizadas y 32 de confianza.

Distribución global de los recursos humanos de Pemex Gas y Petroquímica Básica

Del total de plazas en el Organismo, las ocupadas fueron 11,918, de las cuales

9,764 son sindicalizadas y 2,154 de confianza. Con ello, la relación

sindicalizado/confianza fue de 4.5.

Distribución ocupacional de recursos

Concepto 31 de diciembre de 2010 31 de diciembre de 2011

Total Conf. Sind. Total Conf. Sind.

Total 12,631 2,428 10,203 12,526 2,396 10,130

Ocupadas 12,327 2,315 10,012 11,918 2,154 9,764

Vacantes 304 113 191 608 242 366

Definitivas 11,244 2,190 9,054 11,178 2,150 9,028

Ocupadas 11,010 2,100 8,910 10,654 1,957 8,697

Vacante 234 90 144 524 193 331

Temporales 1,387 238 1,149 1,348 246 1,102

Ocupadas 1,317 215 1,102 1,264 197 1,067

Vacantes 70 23 47 84 49 35

Ámbito 31 de diciembre de 2010 31 de diciembre de 2011

Total Conf. Sind Total Conf. Sind.

Total 12,631 2,428 10,203 12,526 2,396 10,130

Central y regional 1,435 1,065 370 1,402 1,038 364

Centros Procesadores de Gas 8,455 821 7,634 8,447 831 7,616

Terminales de Gas L.P. 526 134 392 492 134 358

Sectores de Ductos 2,081 289 1,792 2,043 269 1,774

Residencias de Construcción 134 119 15 142 124 18


2011 57

Los principales factores que influyeron en la disminución de plazas totales

fueron:

Transferencia de personal de la terminal de distribución de gas LP

Madero a Pemex Refinación.

Transferencia de personal de la gerencia de proyectos y construcción a la

Dirección Corporativa de Operaciones.

Suspensión de plazas por medidas de austeridad en la Gerencia de

Proyectos y Construcción.

Cancelación de plazas temporales.


2011 58

7. Situación presupuestal

a) Eficiencia en la captación de los ingresos y en el ejercicio de egresos

Al cierre de 2011, los ingresos y los egresos a nivel flujo de efectivo,

ascendieron a 233,904.4 millones de pesos y a 231,859.5 millones de pesos,

respectivamente, y resultaron 6.7% y 3.7% inferiores a lo estimado en el

Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF). Con ello, se generó un

superávit primario de 2,044.9 millones de pesos, 7,726.1 millones de pesos

inferior a lo programado.

Ejercicio del flujo de efectivo enero- diciembre 2011 vs. PEF, Adecuado VI A y 2010 millones de pesos

Concepto Ejercicio

2010

PEF

2011

Presupuesto a

2011

Ejercicio

2011 b

2011/2010 2011/PEF 2011/Presupuestoa

Variación

absoluta

Var.

%

Variación

absoluta Var. %

Variación

absoluta

Var.

%

Ingresos : 232,335.6 250,588.1 233,852.3 233,904.4 1,568.8 0.7 (16,683.7) (6.7) 52.1 0.0

Ventas interiores 147,893.8 162,921.2 147,294.3 147,289.1 (604.7) (0.4) (15,632.1) (9.6) (5.2) (0.0)

Ventas exteriores 24,470.9 20,197.1 33,296.8 33,332.8 8,861.9 36.2 13,135.7 65.0 36.0 0.1

Ventas interorganismos 55,794.0 66,264.8 51,692.1 51,692.1 (4,101.9) (7.4) (14,572.7) (22.0)

Otros ingresos 4,176.9 1,205.0 1,569.1 1,590.4 (2,586.5) (61.9) 385.4 32.0 21.3 1.4

Egresos : 214,611.2 240,817.1 231,896.0 231,859.5 17,248.3 8.0 (8,957.6) (3.7) (36.5) (0.0)

Operación 12,528.0 11,613.1 13,653.3 13,580.4 1,052.4 8.4 1,967.3 16.9 (72.9) (0.5)

Inversión 3,887.3 5,194.4 3,032.0 3,018.7 (868.6) (22.3) (2,175.7) (41.9) (13.3) (0.4)

Compras interorganismos 130,945.9 155,581.1 137,250.8 137,250.8 6,304.9 4.8 (18,330.3) (11.8)

Servicios corporativos 5,580.3 4,451.6 6,391.1 6,391.1 810.8 14.5 1,939.5 43.6

Mercancía para reventa 32,492.7 30,894.7 43,280.8 43,329.3 10,836.6 33.4 12,434.6 40.2 48.5 0.1

Operaciones ajenas (netas) 72.4 (111.1) (108.4) (180.8) (249.7) --- --- 2.7 (2.4)

Impuestos indirectos 29,810.3 31,403.1 28,269.9 28,270.3 (1,540.0) (5.2) (3,132.8) (10.0) 0.4 0.0

Impuestos directos (705.7) 1,679.1 129.2 127.3 833.0 118.0 (1,551.8) (92.4) (1.9) (1.5)

Superávit primario 17,724.4 9,771.0 1,956.3 2,044.9 (15,679.5) (88.5) (7,726.1) (79.1) 88.6 4.5

IVA de intereses pagados (352.2) (170.0) (543.9) (543.9) (191.7) (54.4) (373.9) (219.9)

Participación al superávit

Primario consolidado 17,372.2 9,601.0 1,412.4 1,501.0 (15,871.2) (91.4) (8,100.0) (84.4) 88.6 6.3

a. Se refiere al Adecuado VI A.

b. Cifras de Cuenta Pública 2011, al 30 de enero de 2012.


2011 59

El comportamiento de los ingresos con respecto al PEF es consecuencia de una

reducción en la demanda de los sectores industrial y comercializadores de gas,

así como de los Organismos Subsidiarios de Petróleos Mexicanos. En el caso de

los egresos, destacan las menores erogaciones de las compras interorganismos,

así como de los impuestos y el gasto de inversión.

Con respecto al año anterior, los ingresos y los egresos fueron 13.2% y 12.8%

superiores, respectivamente. Los ingresos reflejan incrementos en ventas

interiores y exportaciones. En cuanto a los egresos, se observaron aumentos en

la mercancía para reventa, compras interorganismos, gasto de operación,

impuestos indirectos y servicios corporativos.


2011 60

b) Presupuesto de operación

A diciembre de 2011, se ejercieron 13,580.4 millones de pesos en flujo de

efectivo, 16.9% por arriba de lo programado en el Presupuesto de Egresos de la

Federación (PEF) y 8.4% superior respecto a 2010.

Ejercicio de operación, enero-diciembre 2011 vs. PEF, Adecuado VIB y 2010 millones de pesos en flujo de efectivo

Concepto

Ejercicio 2010

PEF

2011

Presu-

puestoa

Ejercicio

2011b

Variación Absoluta

Variación %

(a) (b) (c) (d) d-a d-b d-c d/a d/b d/c Total 12,528.0 11,613.1 13,653.3 13,580.4 1,052.4 1,967.3 (73.0) 8.4% 16.9% (0.5)%

Servicios personales 6,281.7 6,125.7 6,391.9 6,372.1 90.5 246.5 (19.8) 1.4% 4.0% (0.3)%

Folape 871.3 2,015.2 2,304.1 2,304.1 1,432.8 289.0 (0.0) 164.5% 14.3% 0.0%

Adquisiciones 576.2 697.5 490.6 486.2 (90.0) (211.3) (4.4) (15.6)% (30.3)% (0.9)%

Servicios generales 4,798.8 2,774.7 4,466.7 4,417.9 (380.9) 1,643.2 (48.8) (7.9)% 59.2% (1.1)%

a. Adecuado VIB del 2011.

b. Ejercicio al 30 de enero del 2012.

En 2011, se registró un mayor ejercicio de 1,967.3 millones de pesos respecto al

PEF, lo que equivale a un 16.9%. Cabe precisar que el PEF fue 3.4% inferior al

cierre del ejercicio de 2010, por lo que fue necesario solicitar recursos

adicionales a fin de cumplir con los compromisos y pagos programados de las

líneas de negocio para 2011.

En el rubro de servicios generales el incremento en el ejercicio fue de 1,643.2

millones de pesos respecto al PEF, como consecuencia de que no se

presupuestaron los recursos suficientes en rubros como transporte y

mantenimiento.

Situación similar se presentó en el rubro del FOLAPE, donde se presentó un

sobre ejercicio de 289 millones de pesos en relación al PEF, la variación

obedeció a mayores aportaciones realizadas al Fondo Laboral Pemex conforme


2011 61

a las directrices que en la materia dictó el Corporativo de Petróleos Mexicanos.

Al respecto, en el transcurso del año se tramitaron las adecuaciones

presupuestales necesarias para obtener los recursos y solventar las necesidades

del Organismo.

En comparación con 2010, el gasto de operación en flujo de efectivo presentó

un incremento neto de 1,052.4 millones de pesos, lo cual se explica

principalmente por el aumento de 164.5% en el rubro de FOLAPE. Es

conveniente mencionar que la asignación al Organismo por este rubro se

efectúa mediante cálculos actuariales que realiza la Dirección Corporativa de

Finanzas de Petróleos Mexicanos y los mismos estuvieron subestimados en el

ejercicio anterior.


2011 62

c) Presupuesto de inversión

En 2011, se ejercieron 3,018.7 millones de pesos de gasto de inversión, monto

inferior en 41.9% a lo programado en el PEF, y 22.3% por abajo de lo

registrado en 2010.

Presupuesto de inversión, 2011 vs. PEF, Adecuado VIB y 2010 millones de pesos en flujo de efectivo

Concepto

Ejercicio 2010

PEF 2011

Presu-

puestoa

Ejercicio

2011b

Variación Absoluta

Variación %

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

Total 3,887.3 5,194.4 3,032.0 3,018.7 (868.6) (2,175.7) (13.3) (22.3)% (41.9)% (0.4)%

Obra Pública 2,669.2 4,202.0 1,682.8 1,685.4 (983.7) (2,516.6) 2.6 (36.9)% (59.9)% 0.2%

Bienes Muebles e Inmuebles 212.3 359.5 531.7 515.8 303.5 156.3 (15.9) 142.9% 43.5% (3.0)%

Mantenimiento 1,005.8 632.9 817.5 817.5 (188.4) 184.6 0.0 (18.7)% 29.2% 0.0%

a. Adecuado VIB del 2011.

b. Ejercicio al 30 de enero del 2012.

El subejercicio se presentó principalmente en obra pública (2,516.6 millones de

pesos), lo que se explica fundamentalmente por:

Se reprogramaron los recursos para la construcción de la planta criogénica

en el centro procesador de gas de Poza Rica.

Se difirieron las obras del proyecto integral para la modernización y

rehabilitación de las instalaciones del sistema de suministro y tratamiento

de agua del centro procesador de gas de Nuevo Pemex.

Se suspendió la contratación de la ingeniería de detalle para la

modernización de la planta recuperadora de azufre en el centro

procesador de gas Matapionche.


2011 63

Se presentaron incumplimientos de los contratistas a cargo de los trabajos

de rehabilitación e integración del sistema de desfogues a quemadores en

el centro procesador de gas Ciudad Pemex.

No se han ejercido recursos para el proyecto “Modernización del sistema

de acondicionamiento y medición de gas amargo del centro procesador de

gas Nuevo Pemex" porque se tuvieron que convocar a nuevas licitaciones;

actualmente se encuentra en trámite la tercera licitación pública

internacional.

Con relación a 2010, el gasto de inversión resultó 22.3% inferior; la mayor parte

de las variaciones se presentaron en obra pública (983.7 millones de pesos) y

mantenimiento (188.4 millones de pesos). Lo anterior se debe principalmente a

la reprogramación de la obra para la construcción de la planta criogénica en el

centro procesador de gas de Poza Rica y a los retrasos de la compañía

contratista a cargo del proyecto de rehabilitación e integración del sistema de

desfogues a quemadores en el CPG Ciudad Pemex, al respecto el contrato se

rescindió.


2011 64

8. Estrategia Institucional

Clasificación Reservada 3 años


Parte/Sección Estrategia Institucional

Fundamento Legal LFTAIPG, Art. 13 Frac. II y 14 Frac. VI

Unidad Administrativa Gerencia de Planeación

Información clasificada de la página 64 a la 76 del Informe de Autoevaluación

2011.


2011 77

9. Cumplimiento de la normatividad y políticas generales, sectoriales e institucionales16

a) Órgano Interno de Control

Cumplimiento al Programa Anual de Auditorías y Revisiones de Control

2011 (PAARC)

El PAARC 2011 quedó integrado por 30 auditorías y ocho revisiones de

control, además de 17 diagnósticos.

En 2011, el Órgano Interno de Control (OIC) dio cumplimiento al PAARC en

un 91%, al concluir 32 revisiones de las 38 programadas, así como un

diagnóstico adicional a los 17 programados. Se cancelaron seis auditorías debido

a que fue necesario elaborar Informes de Presunta Responsabilidad

Administrativa e Informes de Sanción a Empresas, por lo que se utilizó la

fuerza de trabajo programada en las auditorías que se cancelaron.

Ahorros y Recuperaciones

Durante 2011 el OIC, a través de sus áreas de Auditoría Interna,

Responsabilidades, Quejas y Auditoría para Desarrollo y Mejora de la Gestión

Pública, obtuvo como productividad económica 36.2 millones de pesos -se

encuentran pendientes de autorizar aproximadamente 10.7 millones que la

Secretaría de la Función Pública (SFP) no ha considerado como ahorros- los

cuales se lograron a través de recuperaciones y ahorros, con una visión

16 Los apartados: Órgano Interno de Control, Participación del OIC en los comités del Organismo y Sistema integral de

información, son elaborados por el Órgano Interno de Control en Pemex Gas y Petroquímica Básica.


2011 78

predominantemente preventiva y focalizada a resultados sobre las principales

gestiones de la Entidad, fortaleciendo el control interno en las áreas

supervisadas.

Auditoría Interna

En materia de auditoría, al cierre de 2011 se alcanzó un cumplimiento del 80%,

al haberse realizado 24 auditorías de las 30 programadas, ya que como se citó

anteriormente, fue necesaria la elaboración de Informes de Presunta

Responsabilidad Administrativa e Informes de Sanción a Empresas, por lo que

se utilizó la fuerza de trabajo programada en las auditorías que se cancelaron.

Con las estrategias implementadas por el Área de Auditoría Interna, en

coordinación con la Entidad y sin descuidar el enfoque preventivo, el apego a la

normatividad y la coadyuvancia en la productividad del Organismo, se logró

reducir la antigüedad del inventario de observaciones, ya que al 31 de diciembre

de 2011 quedó únicamente una observación pendiente del ejercicio 2009, nueve

de 2010 y 32 del 2011, resultando un total de 42 observaciones en proceso de

atención., de las cuales 37 corresponden al OIC, una a los Auditores Externos y

cuatro a la Unidad de Auditoría Gubernamental.

Resultados de Auditorías en el segundo semestre 2011

En adición a las auditorías reportadas en el informe previo, se informan las

siguientes realizadas durante el segundo semestre de 2011:

Auditoría 06/2011 Adquisiciones. Se identificó incumplimiento al plazo de

entrega de los bienes y servicios, al acreditarse con evidencia documental


2011 79

la recepción de bienes relacionados con el contrato auditado, posterior a

la fecha contractualmente pactada, sin que se hayan aplicado las

penalizaciones correspondientes.

Finalmente se detectaron deficiencias de control interno en la recepción-

entrega de los bienes, en donde se aprecian fechas distintas de recepción

para un mismo bien o material, así como bienes y materiales

presuntamente recibidos con fecha posterior a la que indican las

remisiones, la cuales sirvieron de base para la elaboración de los

Certificados de Aceptación de Bienes (CABIS) y autorización del pago de

la factura correspondiente. A la fecha, se encuentra en análisis la

información proporcionada por el área auditada.

Auditoría 10/2011. Ingresos. Del análisis a las cantidades de recibo, entrega y

almacenaje de gas LP, entre la Terminal de Distribución de Gas Licuado

Monterrey y el centro procesador de gas Reynosa-Burgos, se evidenciaron

diferencias entre el volumen recibido contra el vendido, situación de

relevancia ya que dichas cantidades debían coincidir. Por otra parte, el

balance operativo refleja una diferencia de 2,359.805 toneladas, entre el

producto suministrado por el CPG Burgos y los registros de recibo de la

TDGL Monterrey, lo que repercutiría en 20,999 miles de pesos; a la fecha

el área auditada se encuentra en proceso de aclarar o justificar lo

observado.

Auditoría 11/2011. Actividades Específicas. Se determinó la inadecuada

evaluación técnica en la adjudicación de un contrato de servicios, lo que

podría implicar responsabilidad administrativa a cargo del servidor público

encargado de la evaluación. Por otra parte, se detectó que durante los

ejercicios 2010 y 2011 se efectuaron pagos por otorgamientos de anticipos


2011 80

de viáticos pendientes de comprobar, a la fecha el área auditada se

encuentra en proceso de aclarar o justificar lo observado.

Auditoría 12/2011. Obra Pública. Como resultado del análisis a las

propuestas presentadas por los licitantes de eventos de Licitación Pública

Nacional, se detectó que los dictámenes financieros presentados por

algunos de los licitantes en sus propuestas resultaron ser falsos. Por otra

parte, se observaron diferencias de cuantificación en los volúmenes

erogados, así como por trabajos pagados no ejecutados, en contratos de

obra pública, procediendo las áreas auditadas a la recuperación de los

importes calculados, a la fecha se encuentran en proceso de integración los

expedientes de sanción a empresas correspondientes.

Auditoría 13/2011 Obra Pública. Se identificaron erogaciones realizadas

vía el fondo para fines específicos que contienen cotizaciones y

solicitudes de pedido, que al verificarse mediante visita domiciliaria no

fueron reconocidas por los presuntos proveedores, en razón de lo

anterior, se concluyó que se recibió documentación apócrifa en algunos

procesos de adjudicación directa.

Por otra parte se detectó la existencia de un servidor público que

desempeña su cargo sin contar con el requerimiento profesional que

determina el perfil de puesto, nivel y plaza ocupada.

Finalmente, se detectó una deficiente supervisión que motivó la

incorrecta aplicación de penas convencionales, así como pagos indebidos

por diferencias entre los volúmenes de obra realizados y los volúmenes

de obra estimados.


2011 81

Auditoría 15/2011 Obra Pública. En la revisión a la ejecución de un contrato

de obra pública se determinaron irregularidades en el pago de varios

conceptos de obra, así como incumplimientos a las especificaciones del

contrato y ejecución de los trabajos contratados.

De la revisión a las evaluaciones técnicas y económicas de una licitación

pública internacional, se identificó que de los 12 dictámenes de estados

financieros presentados por las empresas participantes, para acreditar la

capacidad financiera, seis de los despachos de contadores públicos

manifestaron que no reconocen haber emitido dichos dictámenes, así

como tampoco la firma que en ellos se ostenta.

Auditoría 17/2011 Obra Pública. Se identificó una posible simulación de

procedimientos concursales mediante invitaciones a cuando menos tres

proveedores, para la regularización de pagos por concepto de servicios

proporcionados en el CPG Poza Rica de manera anticipada.

A la fecha se encuentra en análisis la información proporcionada por el

área auditada.

Auditoría 25/2011. Presupuesto Gasto Corriente. Se constató que el Área de

Recursos Materiales de la Unidad Regional de Administración y Finanzas

Zona Norte, en los procesos de Invitaciones a Cuando Menos Tres

Personas, no se apega a lo establecido en el artículo 43, inciso III de la Ley

de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público, al

adjudicar contratos sin contar con al menos tres propuestas susceptibles a

analizar técnicamente, situación que pudo evidenciarse en los

procedimientos concursales, esas acciones restan transparencia y crean

incertidumbre respecto del correcto uso de los recursos públicos del

Organismo.


2011 82

Auditoría 27/2011 Almacenes e Inventarios. Se observó la existencia de radios

trunking y computadoras clasificados como improductivos, cuando

realmente fueron “robados”, sin que se hubiesen realizado las

reclamaciones correspondientes o las investigaciones administrativas

necesarias.

Por lo que respecta a materiales obsoletos, excedentes y sin movimiento, se

logró que cada centro de trabajo evaluara sus inventarios, motivando con

ello definir el destino final de bienes, coadyuvando a mejorar las

condiciones para mantener inventarios óptimos. No pasa desapercibida la

antigüedad que muestran los equipos de cómputo y sus accesorios,

argumentándose dificultades para la desincorporación de ese tipo de

activos, es de resaltar que con el tiempo sus características técnicas se

vuelven obsoletas y se licitan como “desechos”. Se considera conveniente

revisar el status de esos activos buscando la forma de agilizar su

desincorporación coadyuvando con ello a disminuir los gastos de

operación y lograr recaudar ingresos extraordinarios por la venta oportuna

de esos bienes.

Auditoría 29/2011 Obra Pública. De la revisión a los expedientes que

contiene la documentación presentada por los participantes de una

licitación pública internacional, así como de las compulsas realizadas a los

despachos de contadores públicos que emitieron los dictámenes contables

proporcionados por los licitantes para acreditar la capacidad económica de

sus empresas, se detectó que de cuatro despachos visitados, dos de ellos no

admiten haber emitido dichos dictámenes, ni reconocen que sean sus

firmas.


2011 83

Auditoría 31/2011. Obra Pública. Del análisis de la documentación

proporcionada por el área auditada, así como de los resultados de las

inspecciones físicas realizadas al sitio en donde se ejecutaron los trabajos,

se detectaron irregularidades en la administración, supervisión, control y

revisión de los trabajos, incluyendo la aprobación de las estimaciones

presentadas por el contratista, permitiendo con ello aceptar y autorizar

números generadores y estimaciones que incluyeron volúmenes de obra

superiores a los ejecutados, trabajos realizados con alcances diferentes a los

establecidos contractualmente y aceptación de obra de mala calidad y con

vicios ocultos. Dada la conducta desplegada por los servidores públicos

involucrados y del riesgo a que se exponen las instalaciones del

Organismo, el personal y del medio ambiente que las rodea, se dio vista al

Área de Responsabilidades, para que de acuerdo a sus facultades evalúe la

conducta de los mismos y determine lo procedente.

Resultados de Revisiones de Control en 2011

En materia de Control y Evaluación se alcanzó un cumplimiento al PAARC

2011 del 100%, al haberse realizado las ocho revisiones de control

programadas.

Como resultado de estas revisiones, se generaron seis acciones de mejora en

adición a las 16 pendientes al inicio del 2011; de estas 22 acciones, se

implementaron 15, quedando en proceso al cierre del ejercicio siete acciones.


2011 84

Auditoría para Desarrollo y Mejora de la Gestión Pública

Programa de Mejora de la Gestión (PMG)

Las actividades programadas en materia de desarrollo y mejora de la gestión

pública, hasta el segundo semestre de 2011, se cumplieron al 100%, de acuerdo

con lo estipulado en el Programa Anual de Trabajo en materia de desarrollo y

mejora de la gestión pública, las cuales se describen a continuación:

Con la finalidad de realizar los diagnósticos en mejora de la gestión, se

asistió a diferentes capacitaciones impartidas por personal de la Secretaría

de la Función Pública, en la que se explicaron los marcos técnicos de

referencia, y algunas Dependencias y Entidades realizaron presentación de

proyectos de mejora, con la finalidad de conocer las mejores prácticas que

puedan ser replicadas.

Se llevó a cabo, en coordinación con el OIC de Pemex Corporativo, el

seguimiento a los avances y reporte de resultados en las actividades de los

cuatro proyectos de mejora en los que participa el Organismo, de los

nueve registrados en el Proyecto Integral de Mejora de la Gestión (PIMG)

de Pemex consolidado. Los proyectos son Pemex Confiabilidad, Auditorías

Integrales de SSPA, Un solo SCADA y Sistema Institucional de Administración

Patrimonial (SIAP).

Se realizaron los diagnósticos de adquisiciones: I. Planeación, II. Proceso

concursal y III. Contratación, en donde se identificaron mecanismos

efectivos para la recepción de los requerimientos de usuarios, recayendo en

ellos la planeación de adquisiciones, se identificaron áreas de oportunidad

que permitirán fortalecer los controles internos, así como la existencia de


2011 85

una variable externa que pudiera generar desfase eventual en el proceso. Se

establecieron cuatro acciones de mejora definitivas.

Se llevó a cabo el diagnóstico al Proceso del Otorgamiento de Recursos

Presupuestales, el cual se desarrolló en dos gerencias del Organismo, una

de la Subdirección de Administración y Finanzas y la otra de la

Subdirección de Ductos; se generaron tres acciones de mejora, con las

cuales se fortalecerán los mecanismos de planeación y control en el

otorgamiento del presupuesto del Organismo.

Se efectuaron los diagnósticos de mejora y seguimiento de trámites y

servicios de alto impacto -fases I-V, se revisaron los seis trámites del

Organismo con sus respectivas modalidades, se detectaron áreas de

oportunidad, las cuales se atendieron con 10 acciones de mejora

relacionadas con la actualización de información en el Registro Federal de

Trámites y Servicios de la COFEMER, incremento del nivel de

automatización, simplificación de formatos, disminución de tiempo de

atención y mejora de la percepción ciudadana.

Se llevó a cabo el diagnóstico para minimizar los costos de operación y

administración, en el que una vez aplicada la metodología indicada por la

SFP, se acordaron dos acciones de mejora a fin de contar con un programa

de ahorro independiente de las disposiciones presupuestales y establecer

mecanismos de control para verificar la generación de ahorros.

Se realizó el diagnóstico de eficiencia en la operación administrativa, cuyo

resultado es que el Organismo se encuentra por debajo del costo

porcentual promedio de las áreas de la Oficialía Mayor o equivalentes de

toda la Administración Pública Federal. No obstante lo anterior, se está

trabajando actualmente en acciones que reflejen ahorros en el consumo de

gasolina en automóviles para el servicio administrativo.


2011 86

Se efectuaron los diagnósticos a los procesos de elaboración, transporte,

almacenamiento, distribución y venta de petroquímicos básicos en sus

fases I y II, en los que se promoverán contratos estándar y políticas de

racionalidad de producto cuando no se cuente con suficiente oferta.

Asimismo, se analizaron los subprocesos de distribución y control de

embarques, arrojando en total, siete acciones de mejora encaminadas a

evaluar la conveniencia de transferir a Pemex Refinación, la

comercialización de materia prima para negro de humo, así como el

fortalecimiento de controles e instrumentos jurídicos.

Adicionalmente, se revisaron y actualizaron, conjuntamente con Pemex

Corporativo y los demás Organismos Subsidiarios, las Matrices de

Indicadores para Resultados (MIR) de dos programas presupuestales de

Pemex, consolidándose en sólo dos matrices: B001 Producción de

petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos y E011 Comercialización de

petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos para todo Petróleos Mexicanos.

Se verificó la implementación de la estrategia de Regulación Base Cero, al

comprobarse la eliminación de 22 trámites y 386 normas, quedando seis

trámites y 12 normas en el Organismo, y se dio cumplimiento a las siete

recomendaciones realizadas en el diagnóstico del tema.

Como resultado del seguimiento al Acuerdo Presidencial relacionado con

la contención normativa, se realizó una verificación, confirmándose el

cumplimiento de la no emisión de regulación nueva en las materias

indicadas en dicho Acuerdo.

Se llevó a cabo el diagnóstico de fortalecimiento del ahorro, eficiencia y

competitividad, identificándose una acción de mejora para minimizar los

subejercicios, al mejorar la planeación, programación y ejecución del

presupuesto de las contrataciones, con las áreas involucradas.


2011 87

Se realizó un diagnóstico al proceso de importación de gas LP. El cual se

desarrolló en 3 Fases. Como resultado del mismo se firmaron con las áreas

responsables cuatro acciones de mejora y se realizaron cinco

recomendaciones para atender problemáticas relacionadas con el proceso

de contratación de gas LP de importación, las cuales redundarán en

incrementar valor a la empresa y minimizar riesgos.

A petición del Titular del OIC, se realizó un diagnóstico a la operación del

Mercado Electrónico para Suministros (SRM), se formalizaron cuatro

acciones de mejora, orientadas principalmente a fortalecer el uso del SRM

durante el proceso de contratación para el suministro de bienes y servicios.

Se efectuó el diagnóstico para identificar proyectos de mejora para el

periodo 2012, pero no se identificaron proyectos de Pemex Gas para

registro en el PIMG de Pemex Consolidado. Sin embargo, derivado de los

diagnósticos se trabaja en tres proyectos de mejora como resultado de las

acciones de mejora de los diagnósticos, relacionados con la implantación

de la FIEL en la bóveda electrónica para los procesos del SRM, elevar el

nivel de automatización del trámite de atención a solicitudes de transporte

y/o interconexión, quejas y reclamaciones a los sistemas de transporte por

ducto y sistematizar las actividades que se derivan de los lineamientos de

crédito para venta de productos y servicios mediante el portal de Pemex

Gas.

También a petición del Titular del OIC, se llevó a cabo el diagnóstico al

proceso de gestión de crédito para venta de productos y servicios de Pemex

Gas, proponiéndose cinco acciones de mejora para evaluar riesgo de

otorgamiento conforme a condiciones actuales, inhibir o desincentivar

sobregiros y para actualizar o adecuar lineamientos.


2011 88

En diciembre del 2011 se presentaron a la Dirección General los resultados

del proyecto de mejora al proceso de servicios de transporte de Gas

Natural, donde se concertaron 33 acciones de mejora, las cuales están

orientadas, entre otros rubros, a la sistematización y dar más transparencia a

los procesos, implementar y fortalecer los controles internos, así como el

cumplimiento a la normatividad vigente en materia de servicio de

transporte.

Se participó en las reuniones Interorganismos (Personal de SDOSSPA,

ASIPAS y OIC de OS), para apoyar en la atención de las recomendaciones

de compañías Reaseguradoras, realizándose pre-visitas y visitas

conjuntamente con personal del reaseguro, a los CPG de Ciudad Pemex,

Arenque, Área Coatzacoalcos y Terminal de Distribución y

Almacenamiento de Puebla, en donde se revisó la información y

documentación a presentar para la evaluación de riesgos, así como verificar

físicamente el estado de las instalaciones, con lo cual se dio cumplimiento a

los requerimientos del reaseguro y se minimizó la generación de

recomendaciones.

Mesas de Asesoramiento Normativo

Contrato Marco Ropa de Trabajo. Se ha participado en las mesas de

acompañamiento normativo, las cuales son presididas por el Representante de

la Secretaría de la Función Pública y con la participación de diversos

representantes de los Organismos Subsidiarios, en las que de manera estrecha se

ha proporcionado asesoramiento continuo para el debido cumplimiento de la

normatividad aplicable, en el contrato marco para la adquisición de ropa de

trabajo a nivel institucional.


2011 89

Participación en Comités

Se participó de manera continua en el Comité de Adquisiciones

Arrendamientos y Servicios del Sector Público, (CAAS); así como en el

Subcomité de Adquisiciones, Arrendamientos Obras y Servicios (SubCAAOS),

así como en sus respectivos Grupos de Trabajo; en los que se proporcionó la

asesoría requerida por los vocales así como diversas recomendaciones para el

adecuado cumplimiento normativo.

Quejas

Durante 2011 se recibieron 75 quejas y denuncias, aunadas a las 42 que se

tenían en proceso al inicio del ejercicio, presentadas éstas en su mayoría por

servidores públicos del propio Organismo.

Al cierre de 2011 se concluyeron 98 asuntos: 76 por acuerdo de archivo, cinco

por incompetencia, una improcedencia y 16 por presunta responsabilidad,

donde se implicaron a 60 probables responsables. Quedaron en trámite 19

asuntos.

Atención de quejas durante 2011

Cabe señalar que en materia de responsabilidades administrativas de los asuntos

recibidos en 2011, se turnaron cinco expedientes por presuntas irregularidades

42

75 98

19

Saldo Inicial Recibidas Resueltas En Proceso


2011 90

administrativas atribuidas a servidores públicos de Pemex Gas, de las cuales se

han impuesto 13 sanciones (siete inhabilitaciones y seis suspensiones).

Asimismo, por lo que respecta a sanciones a proveedores de los asuntos

recibidos en 2011, se turnaron cinco empresas con irregularidades comprobadas

(documentación falsa, incumplimiento contractual) al Área de

Responsabilidades, para el inicio del procedimiento previsto en la LAASSP y

LOPSRM, del que han derivado en cuatro inhabilitaciones y multas y un caso

está en proceso.

Materia de Responsabilidades

Durante 2011 se instruyeron 47 asuntos de responsabilidad administrativa de

los cuales se resolvieron 37, mismos que involucraron a 77 servidores públicos.

Al cierre de dicho ejercicio quedaron 10 expedientes pendientes de resolver, los

que se estiman concluir durante el primer trimestre de 2012.

En congruencia con las irregularidades advertidas y el resultado de los

procedimientos administrativos disciplinarios instaurados, de acuerdo con la

naturaleza de la conducta y con la finalidad de suprimir prácticas que infrinjan

las disposiciones de ley, se determinaron las siguientes sanciones:

Sanciones No. Alcance

Económicas 17 $2,763,399

Inhabilitaciones 26 De 6 meses a 10 años

Suspensiones 37 De 8 a 90 días

Destituciones 8

Total 88


2011 91

Es conveniente aclarar que el número de sanciones impuestas es mayor que el

número de expedientes atendidos, en virtud de que algunos de éstos involucran

a varios servidores públicos.

Las irregularidades que motivaron los procedimientos disciplinarios y las

sanciones impuestas consistieron en: (I) indebida actuación de los servidores

públicos responsables de evaluar los procedimientos concursales, (II) irregular

supervisión de obras y servicios contratados (mantenimiento de ductos), (III)

robo de material en almacenes, (IV) presentación de cédula profesional apócrifa

para la acreditación del perfil del puesto, (V) indebida adjudicación y

supervisión de convenios específicos celebrados al amparo del artículo Primero

de la LAASSP y LOPSPM, (VI) indebida vigilancia de acceso y salida de

vehículos, así como del personal que trabajó horas extras, (VII) acoso sexual e

(VIII) indebida emisión de facturación.

Materia Contenciosa Responsabilidades de Servidores Públicos

Al ejercer los servidores públicos su derecho a defenderse en contra del sentido

de las resoluciones que emite el OIC en los procedimientos disciplinarios, en el

ejercicio 2011 se dio continuidad al seguimiento de juicios que devienen de años

anteriores, encontrándose pendientes de contestación al final de dicho ejercicio

11 demandas que fueron notificadas a la autoridad durante los meses de octubre

a diciembre del año que finalizó, es decir, que el plazo de respuesta se encuentra

en curso, circunstancia que deja ver que se continúan optimizando los tiempos

dedicados a estas actividades, dando cumplimiento a los requerimientos

judiciales en menor tiempo del que la propia ley concede, lo que permitió

atender durante el 2011, 35 demandas de nulidad, correspondiendo todas al


2011 92

periodo que se informa, con lo que el índice de cumplimiento se incrementa

por el ahorro de horas hombre dedicadas a estas acciones.

Atención de asuntos 2011

Concepto Inv. Inicial Recibidas Atendidas Saldo

Juicios de nulidad 2 44 35 11

Juicios de amparo indirectos 0 7 7 0

Total 2 51 42 11

La defensa de las resoluciones que emite el OIC, ante las diversas Salas del

Tribunal Federal de Justicia Fiscal y Administrativa (TFJFA), con motivo de las

demandas de nulidad que promueven los servidores públicos sancionados,

representa una inversión de tiempo importante para controvertir los

argumentos de nulidad que se hacen valer y de esa manera sostener la legalidad

de la sanción impuesta, cuyos motivos y fundamentos son valorados, no sólo

por los Magistrados de las Salas Fiscales, sino también por los Magistrados de

los Tribunales Colegiados de Circuito, en Amparo Directo y Revisión Fiscal.

Asimismo, se atendieron siete demandas de amparo indirecto, que diversos

servidores públicos interpusieron ante los Juzgados de Distrito, cumpliendo

con oportunidad su atención dentro de los términos que para tal efecto se

encuentran establecidos en la Ley de la Materia, procurando sostener la

legalidad de los actos impugnados, lo que repercutió en óptimos resultados, al

ganar siete amparos indirectos y no perder alguno.

Materia de Inconformidades

El año 2011 se inició con un asunto pendiente de resolver de 2010 y a

diciembre de este ejercicio se recibieron 23, sumando un total de 24

expedientes; se atendieron en dicha anualidad 22 expedientes (92%)


2011 93

resolviéndose de la siguiente manera: fundadas cinco, infundadas 13,

desechadas tres y un desistimiento, por lo que a diciembre de 2011, quedaron

dos expedientes por resolver.

Materia de Sanciones a Proveedores y Contratistas

Durante la anualidad 2011 se recibieron 15 expedientes de la materia, que

aunados a siete pendientes del ejercicio anterior sumaron 22; se dictó resolución

en 15, quedando siete en proceso de integración, como enseguida se refiere:

Atención de asuntos

Inventario inicial 7

Recibidos 2011 15

Total de asuntos 22

Resoluciones Sancionatorias 2011 13

Improcedencia

Absolutoria

1

1

En trámite 7

La emisión de las resoluciones sancionatorias en cita, implicó aplicar multas a

las personas físicas y morales que en su conjunto sumaron la cantidad de 7,736

miles de pesos, así como inhabilitaciones para participar en procedimientos de

contratación o celebrar contratos con las dependencias y entidades de la

Administración Pública Federal, así como con las Entidades Federativas, en

periodos de tres meses hasta tres años nueve meses, como tiempo de

impedimento, en tanto el porcentaje de fallos sancionatorios contra

procedimientos iniciados fue del 88%.

Las irregularidades que motivaron los procedimientos y las sanciones impuestas

consistieron primordialmente en (I) presentación de información falsa: estados


2011 94

financieros apócrifos, póliza falsa, cédula profesional), (II) cobro de trabajos no

ejecutados, (III) socios en común, (IV) no formalización de contrato.

Materia de Conciliaciones

Al inicio de 2011 quedaban pendientes de concluir seis asuntos de 2010, que

aunados a 10 que se recibieron durante dicho año sumaron 16, los cuales se

concluyeron en su totalidad, por lo que no hay ninguno en trámite al cierre de

2011.

El resultado de la intervención y conclusión de los procedimientos de

conciliación admitidos a trámite fue el siguiente:

Atención de asuntos

Total de asuntos 16

Desechados 2

No se admite 1

Desistimiento 1

Conciliados 7

Sin conciliar 5

En trámite 0

Las solicitudes que motivaron el procedimiento de conciliación consistieron

principalmente en (I) trabajos extraordinarios no pagados, (II) penas

convencionales indebidas, (III) ampliación de término para cumplir con la

ejecución de los trabajos pactados, (IV) entrega de los bienes en tiempo y forma

no aceptados por el Organismo, entre otras.


2011 95

Materia Contenciosa Inconformidades y Sanciones a Proveedores y Contratistas

Se inició el 2011 con 11 juicios de nulidad, y en el mismo año se recibieron

nueve asuntos dando un total de 20 expedientes, de los cuales se emitió

sentencia por parte del TFJFA en 16, quedando en trámite cuatro expedientes.

En sentencia se confirmaron 12 asuntos, reconociendo la validez y legalidad de

las resoluciones emitidas por el Área de Responsabilidades, se sobreseyeron

dos, en uno se nulificó la resolución para el efecto de emitir una nueva

siguiendo las directrices del TFJFA, y en uno más nulifica de pleno derecho, al

desahogar una prueba que no se exhibió en el juicio de origen.

La resolución de juicios de nulidad por parte del TFJFA, confirmó en su

mayoría los fallos emitidos por el área en las materias de sanciones a

proveedores y contratistas, como se advierte en el siguiente cuadro:

Juicios de nulidad (sentencias)

Juicios de nulidad ganados 15

Juicios de nulidad perdidos 1

b) Sistema Integral de Información

El cumplimiento alcanzado por el Organismo al cierre de 2011 en el envío de

los reportes de este sistema, fue del 99.2 por ciento, ya que del total de 126

reportes comprometidos, sólo uno fue remitido con unos minutos de retraso,

derivado de fallas en el sistema, según comentó el área responsable.


2011 96

c) Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental

Al inicio de 2011 se tenían 10 solicitudes de información en proceso; durante

enero-diciembre del año en curso se recibieron 299 y se atendieron 300,

quedando en proceso nueve solicitudes, cuyas respuestas se encuentran dentro

del plazo establecido por la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la

Información Pública Gubernamental (LFTAIPG).

Durante 2011, el Comité de Información de Pemex Gas y Petroquímica Básica

celebró 32 sesiones, 22 de carácter ordinario y 10 extraordinarias. Derivado de

los casos que le fueron planteados, dicho Órgano Colegiado emitió 81

resoluciones.

A principios 2011, se tenían siete recursos de revisión pendientes de resolución

por parte del Instituto Federal de Acceso a la Información (IFAI); aunados a

los nueve recursos recibidos a lo largo del año, dan un total de 16; de ellos, uno

fue revocado y 12 resueltos.

Respecto de las actividades de la Unidad de Enlace, la evaluación realizada al

Organismo, correspondiente al segundo semestre de 2011 se encuentra en

proceso de revisión en el IFAI.

Cabe señalar que en el primer semestre de 2011, el IFAI evaluó a Pemex Gas y

Petroquímica Básica con las siguientes calificaciones:


2011 97

Indicador

Calificación

2010 enero-junio

2011

Atención prestada por las unidades de enlace (incluye infraestructura y atención al solicitante)

8.30 10.00

Alineación de criterios, comportamiento de las resoluciones y su cumplimiento

86.66 87.69

Obligaciones de transparencia 93.97 96.44

Respuestas a solicitudes de información 86.95 88.49

Los resultados obtenidos en el primer semestre de 2011, muestran un avance

significativo respecto a los obtenidos en el año anterior, destacan los rubros:

obligaciones de transparencia y atención prestada por las unidades de enlace.

d) Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y combate a la Corrupción 2008-2012

El 9 de diciembre de 2008, el Ejecutivo Federal dio a conocer el Programa

Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y Combate a la Corrupción

(PNRCTCC), para dar un paso más en la tarea de transformación del servicio

público e instituir las mejores prácticas en el quehacer gubernamental.

Blindaje electoral. Para la atención del proceso electoral del 3 de julio de 2011,

durante el periodo de marzo a junio se realizaron diversas acciones en los

Estados de México, Coahuila e Hidalgo:

Se validaron y actualizaron los datos relativos a la ubicación del Sector

Ductos Torreón, Sector Ductos Venta de Carpio, Terminal de

Distribución de Gas Licuado Tepeji y Terminal de Distribución de Gas

Licuado Tula; así como la información de los titulares responsables.


2011 98

Se definieron estrategias de trabajo para el proceso electoral con la

Coordinación de Programas Gubernamentales y Consolidación Estratégica

adscrita a la Dirección Corporativa de Administración.

En los Sectores de Ductos Torreón y Venta de Carpio y en las Terminales

de Gas Licuado Tepeji y Tula se difundieron los formatos electrónicos de

Compromisos y Seguimiento (CS), los instructivos de llenado y los

lineamientos a seguir para la carga mensual de datos en el sistema

institucional de transparencia.

Se revisó y apoyó a los centros de trabajo para captura de los formatos CS

en el sistema de transparencia institucional, incluyendo el monitoreo de

registro en el sistema.

Se realizó la promoción en los centros de trabajo de materiales y carteles

de blindaje electoral, así como la difusión por medios electrónicos.

Se coordinó la participación del personal de los sectores de Ductos y las

Terminales de Gas Licuado para presenciar el videoforo Pemex- Fiscalía

Especializada para la Atención de Delitos Electorales (FEPADE) 2011. Se

logró la asistencia de 32 personas y adicionalmente se difundió de manera

simultánea a través de internet.

Se apoyó y promovió la participación del curso en línea denominado

“Curso Informativo, Procuración de justicia Penal Electoral y Acciones de

Blindaje Electoral 2011”, impartido por la FEPADE en los centros de

trabajo, participaron 54 personas.

Se promovió la corrección de inconsistencias detectadas en el Sistema de

Transparencia Institucional relativas al personal que no registró su nombre,

que no concluyó o que no realizó la evaluación del curso FEPADE.


2011 99

Se concluyó la carga final del formato electrónico de Consolidación y

Evaluación (CE) de los estados participantes, en el Sistema de

Transparencia Institucional.

Como resultado de lo anterior, al cierre de junio de 2011, el Organismo obtuvo

una calificación de 10 en el Indicador de Blindaje Electoral Institucional.

Cabe señalar que durante octubre, noviembre y diciembre de 2011, en

concordancia con la estrategia desarrollada por la Coordinación de Programas

Gubernamentales y Consolidación Estratégica de la Dirección Corporativa de

Administración, se realizaron actividades para atender anticipadamente el

programa electoral de 2012, las acciones realizadas fueron:

Actualización de la base de datos institucional de los centros de trabajo

localizados en el Distrito Federal y en los Estados de Chiapas, Tabasco,

Guanajuato, Nuevo León, Jalisco y México. Adicionalmente, se incluyeron

los centros de trabajo correspondientes a las residencias de construcción,

en virtud de su reciente adscripción al Organismo.

Coordinación y apoyo a 22 centros de trabajo en la captura de los formatos

CS en el sistema de transparencia institucional.

Promoción y coordinación de la participación del personal de confianza de

Oficinas Centrales (Distrito Federal) Oficinas Regionales Zona Norte

(Nuevo León); Oficinas Regionales Zona Sur (Tabasco), cuatro centros

procesadores de gas, seis sectores de ductos, cinco terminales de

distribución de gas licuado y cuatro residencias de construcción para

realizar el curso en línea y descargable impartido por la FEPADE,

comentado previamente.


2011 100

Coordinar la asistencia del personal de confianza ubicado en el Distrito

Federal y Estado de México al curso presencial impartido por funcionarios

de la FEPADE en el “Auditorio 18 de Marzo”, actividad realizada el 10 de

noviembre.

Participación ciudadana. Para cumplir con la guía emitida por la Secretaría

Ejecutiva de la Comisión Intersecretarial de Transparencia y Combate a la

Corrupción de la SFP y con relación a las actividades que desarrolla la

Coordinación de Programas Gubernamentales y Consolidación Estratégica de

la Dirección Corporativa de Administración, Pemex Gas elaboró un estudio

para realizar la mejor selección de los actores sociales que serán invitados para

la formulación de propuestas para los temas de participación ciudadana, en el

tema de rendición de cuentas.

En el marco de la guía mencionada, se formaron los grupos de trabajo

correspondientes para dar atención al ejercicio de rendición de cuentas previsto

en la misma y se prepararon las respuestas institucionales a las preguntas

formuladas por los actores sociales.

Durante 2011 se continuó de manera periódica con la actualización de las ligas

en el portal público del Organismo concretamente en la sección de

transparencia y rendición de cuentas en el apartado de participación ciudadana.

Cultura Institucional. Para contribuir al cumplimiento del Plan Nacional de

Desarrollo, en los ejes asociados al Estado de Derecho, Seguridad e Igualdad de

Oportunidades, en Petróleos Mexicanos y los Organismos Subsidiarios, a través

de la Mesa Intrainstitucional de Género y No Discriminación, (MIGyND) se


2011 101

realizan esfuerzos para concientizar sobre este tema, combatir la discriminación

y asegurar la equidad de género.

En Pemex Gas, se trabaja en instrumentar una política institucional que

favorezca la igualdad de oportunidades, de trato y no discriminación. En este

sentido, el Organismo tuvo una participación destacada tanto en las labores

como en el seguimiento de los trabajos realizados por los cuatro Grupos de

Trabajo de la Mesa Intrainstitucional.

Destacan las siguientes actividades realizadas en 2011:

En el Grupo de Trabajo de Desarrollo Humano se analizaron las

prestaciones que reciben las trabajadoras y los trabajadores de Petróleos

Mexicanos y Organismos Subsidiarios, se concluyó que 11 servicios no

cuentan con perspectiva de género e impactan en la situación familiar,

social y laboral de los trabajadores. Al respecto, se trabajó y presentó una

propuesta.

En el Grupo de Trabajo de Planeación, Programación y Presupuestación

se desarrolló una propuesta para modificar las cláusulas y artículos

correspondientes para que el cónyuge, compañero en unión libre o

concubinario de una trabajadora esté considerado con los mismos

derechos que la pareja ya sea cónyuge, compañera en unión libre o

concubina de un trabajador de Petróleos Mexicanos.

En el grupo de trabajo de Investigación y Diagnóstico, se desarrolló una

propuesta para que el trabajador varón cuente con el servicio de guardería

para sus hijos en igualdad de condiciones que las trabajadoras de Petróleos

Mexicanos. En el mismo sentido, que en caso de fallecimiento de una

trabajadora (activa o jubilada) su cónyuge, compañero en unión libre o


2011 102

concubino, viudo en su caso, cuente con los mismos derechos para ser

acreedor de una pensión vitalicia, como los tiene la viuda de un trabajador

varón.

En el marco de las responsabilidades del Grupo Jurídico, se está revisando

la propuesta normativa para dar cumplimiento a los acuerdos del Sistema

Nacional para la Igualdad entre Mujeres y Hombres, del cual Pemex forma

parte.

Los integrantes de la Mesa Intrainstitucional de Género y No Discriminación,

acordaron en sesión plenaria solicitar a las Autoridades correspondientes y a la

Representación Sindical, que en la revisión del Contrato Colectivo de Trabajo

2011-2013, se integre en los temas de negociación la propuesta de registro de

derechohabientes al servicio médico para que sea homogéneo para trabajadoras

y trabajadores.

Como parte del Programa de Cultura Institucional, el Instituto Nacional de las

Mujeres (INMUJERES), en conjunto con las Secretarías de Relaciones

Exteriores y de la Función Pública y con la participación de las dependencias de

la Administración Pública Federal (APF), llevaron a cabo el III Seminario

Internacional de Cultura Institucional, en el que se reforzó el compromiso para

que la APF garantice la construcción de una nueva cultura organizacional.

Actualmente, se continúa con el cumplimiento del Programa de Cultura

Institucional a través de un programa de actividades que se concentra en 20

acciones, el cual forma parte del Plan de Acción de la Industria Petrolera y se

encuentra registrado en el sistema gubernamental, administrado por

INMUJERES.


2011 103

Las 20 acciones prioritarias para la industria petrolera, vinculadas a los nueve

factores establecidos en el Programa de Cultura Institucional para la

Administración Pública Federal (APF) son:

Objetivos del Programa de Cultura

Institucional de la APF Plan de acción de la Industria Petrolera

1. Política Nacional y Deberes Institucionales

1. Fortalecer la Coordinación de Equidad de Género. 2. Reconfigurar la Mesa Interinstitucional de Género y

No Discriminación. 3. Analizar el Código de Conducta. 4. Realizar una campaña permanente informativa de la

normatividad en materia de igualdad.

2. Clima Laboral

5. Captar la opinión del personal para identificar acciones. 6. Incorporar al Sistema Institucional de Reconocimiento,

acciones que promueven la igualdad de trato y de oportunidades.

7. Integrar una Política de Igualdad, No Discriminación y Prevención al Hostigamiento Sexual y Acoso Laboral.

3. Comunicación Incluyente

8. Realizar una campaña de difusión para informar al personal del programa de cultura Institucional.

9. Incluir en los Lineamientos de Comunicación Social, el uso de lenguaje incluyente.

10. Realizar una campaña de difusión permanente de un Código de Conducta que promueva la igualdad y no discriminación.

4. Selección de Personal 11. Difundir el “Manual de Procedimientos de

Incorporación de Personal” con Perspectiva de Género.

5. Salarios y Prestaciones 12. Revisar el Esquema de Prestaciones al personal para

incorporar la Perspectiva de Género.

6. Promoción Vertical y Horizontal 13. Instrumentar un programa Especial para la Formación

Directiva de Mujeres.

7. Capacitación y Formación Profesional

14. Pláticas de sensibilización al Cuerpo Directivo. 15. Capacitar y certificar a personal como instructores de

género. 16. Talleres de sensibilización en centros de trabajo

foráneos. 17. Curso institucional en línea. 18. Incorporación del tema en cursos del programa de

Capacitación y Formación Profesional. 8. Corresponsabilidad entre vida laboral,

familiar, personal e institucional 19. Campaña de sensibilización permanente para

promover una Cultura de Corresponsabilidad.

9. Hostigamiento y Acoso Sexual

20. Campaña de información para prevención, atención,

sanción y mecanismos de denuncia para el Hostigamiento y

Acoso sexual.


2011 104

Ordenar la imagen de la APF ante el ciudadano. Dentro del Programa

Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y Combate a la Corrupción,

el tema de Mejora de sitios WEB busca dar cumplimiento de forma integral a

las necesidades ciudadanas colocando al usuario en el centro de la relación

Ciudadano-Gobierno y brindando servicios e información de una manera clara,

oportuna y veraz a través del portal público.

Al respecto en Pemex Gas se mejoró la capacidad de respuesta y calidad de los

portales públicos, así como la facilidad de acceso con apego a estándares y al

uso de las mejores prácticas internacionales.

Durante 2011, Pemex Gas realizó actualizaciones dentro de la página

www.gas.pemex.com, a efecto de cumplir con los 21 reactivos establecidos por

el Sistema Internet de Presidencia (SIP), los cuales se mencionan a

continuación:


2011 105

Grupo Reactivos 2011

A. Arquitectura de la información

Organizar la información de la mejor manera posible

para que el usuario la entienda, a través de un ejercicio

mínimo de planeación que permita presentar los

contenidos con claridad y simplicidad.

A1. Mecanismo de búsqueda

A2. Navegación consistente del sitio

A3. Mapa del sitio

A4. Optimización en motores de búsqueda

I. Imagen institucional

Elemento fundamental para lograr una imagen unificada

de la Administración Pública Federal en Internet. Es

básico que los sitios web tengan unidad en cuanto a su

forma y estructura.

I1. Plantilla homologada

I2. Uniformidad de estilo

X. Accesibilidad

Facilidad con que una persona usa o visita un sitio de

Internet, independientemente de sus capacidades físicas,

intelectuales ó técnicas.

X1. Accesibilidad web

T. Tecnología

Que las páginas se desplieguen rápidamente y sin

dificultades técnicas, manteniendo características técnicas

como funcionalidad, confiabilidad, usabilidad, eficiencia,

facilidad de mantenimiento y portabilidad.

T1. Peso del sitio

T2. Enlaces rotos

T3. Validación HTML y CSS

T4. Disponibilidad del sitio

T5. Compatibilidad de navegadores

S. Calidad en el servicio

Políticas básicas de calidad en torno al servicio

proporcionado por las instituciones a través de sus sitios

web.

S1. Mecanismos de contacto

S2. Políticas de privacidad

S3. Estadísticas del sitio

C. Calidad de contenidos

Proporcionar sistemáticamente atributos como:

veracidad, actualidad, claridad, disponibilidad y

versatilidad, los cuales permiten crear confianza en el

usuario y tener contenidos web con valor.

C1. Versión en inglés

C2. Transparencia y rendición de cuentas

C3. Canal RSS

C4. Versión móvil del sitio

C5. Redes sociales e interacción online

E. Experiencia del usuario

Sensación, sentimiento, respuesta emocional, valoración

y satisfacción respecto a un producto.

E1. Encuesta de satisfacción

Cabe mencionar que el SIP realizó la evaluación al sitio del 14 al 25 de

noviembre de 2011 y otorgó a Pemex Gas calificación de 10.


2011 106

e) Programas de Mejora Regulatoria

El Programa Especial de Mejora de la Gestión 2008-2012 (PMG), instrumento

del Ejecutivo Federal de carácter obligatorio para la APF, se enfoca en realizar

mejoras que orienten sistemáticamente la gestión de las instituciones al logro de

mejores resultados en beneficio de la ciudadanía y tiene como objetivos:

Maximizar la calidad de los bienes, trámites y servicios que brindan las

instituciones de la APF, buscando con ello la satisfacción de la ciudadanía.

Incrementar la efectividad de las instituciones, buscando mayor eficacia y

eficiencia institucional.

Minimizar los costos de operación y administración de las instituciones de la

APF, generando así ahorros derivados de proyectos de mejora.

Dentro de las estrategias implementadas para atender este programa, se definió

que las dependencias y entidades llevarán a cabo, entre otros trabajos,

diagnósticos orientados a definir acciones de mejora que busquen cambiar,

modificar o solucionar algún área de oportunidad que actualmente dificulte la

respuesta del gobierno a las demandas de los ciudadanos.

Por ello, Pemex Gas ha venido trabajando en acciones de mejora, entre otras,

en la eliminación o fusión de trámites, por ejemplo, reduciendo de 26 a 6 los

trámites registrados ante la Comisión Federal de Mejora Regulatoria

(COFEMER).

Durante el 2011, el Órgano Interno de Control en Pemex Gas (OIC), llevó a

cabo un diagnóstico en tres fases sobre la operación y el grado de eficiencia que


2011 107

guardan los trámites empresariales del Organismo, a través de revisiones y

encuestas de satisfacción.

En seguimiento a las diversas fases del diagnóstico elaborado por el OIC, se ha

coordinado la implementación de las acciones de mejora propuestas, entre las

que destacan:

Se actualizaron los datos de los trámites en el sistema del Registro Federal

de Trámites y en el portal de internet del Organismo.

Se trabaja con las áreas operadoras de los trámites para elevar el nivel de

automatización de los mismos.

Se eliminaron los trámites que podían ser incluidos en otros ya existentes y

se modificaron y acondicionaron algunos de los espacios de atención de

clientes.

Se trabaja en la implementación de un portal bidireccional en donde el

usuario tenga una liga que lo lleve a la sección relativa al trámite, ya sea

desde el portal público de Pemex Gas o mediante el portal público de la

COFEMER.

f) Programa de Regulación Base Cero

Desde enero de 2010, se trabaja en el Programa de Regulación Base Cero,

anunciado en el Tercer Informe de Gobierno del Presidente de la República, el

cual tiene como principal propósito reducir al mínimo indispensable la

normatividad interna de las dependencias y entidades de la Administración

Pública Federal, tanto en el componente sustantivo, como en el administrativo.


2011 108

Durante el 2011 no hubo requerimientos por parte de la Secretaría de la

Función Pública respecto al seguimiento de este programa. El inventario

normativo al cierre del año fue de 430 normas, 287 Normas Internas

Administrativas y 143 Normas Internas Sustantivas. Se dieron de baja 36

normas, 9 Administrativas y 27 Sustantivas.

En lo relativo a la Normatividad Interna Sustantiva, continúa pendiente la

eliminación de cuatro Manuales de Procedimientos de la Subdirección de Gas

Licuado y Petroquímicos Básicos, ya que dicha Subdirección se encuentra en

reorganización.

g) Comité de Mejora Regulatoria Interna (COMERI)

Durante 2011 se circuló, analizó y dio seguimiento a 39 Proyectos Normativos;

adicionalmente, se revisaron 28 documentos al interior del Organismo.

Cabe señalar que Pemex Gas participó en la única Sesión Ordinaria que tuvo el

COMERI el 16 de junio de 2011, que corresponde a la vigésima octava sesión

ordinaria.

Por otro lado, el Organismo participó en los Subgrupos de trabajo para revisar

y simplificar la normatividad interna administrativa existente, en donde se

atendieron los temas: “viáticos” y “racionalidad, austeridad y disciplina

presupuestaria”.


2011 109

Se actualizó la Normateca, y destacan las siguientes actualizaciones:

Manual de procedimientos de la Gerencia de Recursos Materiales.

(versiones 34, 35 y 36).

Manual de procedimientos de la Gerencia de Control y Análisis. (versión

4).

Manual de Procedimientos de la Gerencia de Contabilidad. (versión 3), al

respecto, existen procedimientos pendientes por enviar.

h) Acciones instrumentadas para cumplir con el Programa Nacional de Reducción del Gasto Público.

El Programa Nacional de Reducción de Gasto Público 2010-2012 y el

Presupuesto de Egresos de la Federación 2011, establecen las disposiciones del

Gobierno Federal en materia de austeridad, ajuste del gasto corriente, mejora y

modernización de la gestión pública.

En correspondencia con estas disposiciones, en marzo de 2011 la Dirección

Corporativa de Finanzas (Oficio DCF-SPP-81-2011) estableció para los

Organismos de Petróleos Mexicanos, el tope máximo de recursos para partidas

restringidas. A continuación se presentan los avances al cierre de 2011, en el

que destacan los siguientes resultados:

A diciembre de 2011, Pemex Gas ejerció 305.3 millones de pesos en

partidas restringidas, lo que representa 81.3% del techo máximo autorizado

de recursos.

El techo autorizado (Adecuado VI-B), 316.6 millones de pesos, se ubica

15.7% por debajo del techo máximo.


2011 110

De las partidas restringidas, en 2011 dejaron de erogarse 70.2 millones de

pesos, prácticamente 19% del techo máximo.

Techos máximos para Partidas Restringidas en 2011, millones de pesos en flujo de efectivo

Techo máximo Partidas

Restringidas (a)

Último Presupuesto

autorizado (VI-B) (b)

Ejercicio ene-dic

(c)

Variación

(c )-(a)

Total 375.5 316.6 305.3 (70.2)

Asesorías, Consultorías, Estudios e Investigaciones 201.0 116.3 111.0 (90.0)

Congresos y Convenciones 0.1 0.2 0.0 (0.1)

Combustibles para servicios admvos. y vehículos1 - - - -

Pasajes y Viáticos nacionales y extranjeros 137.2 179.0 173.3 36.2

Gastos para alimentación de servidores públicos 0.4 0.1 0.1 (0.3)

Consumo de agua 11.6 11.4 11.4 (0.3)

Servicio de telefonía convencional 24.0 8.4 8.3 (15.6)

Servicio de telefonía celular 1.2 1.2 1.2 0.0

1. Se reporta de manera volumétrica, de acuerdo con el PROTOCOLO de actividades para la implementación de acciones de eficiencia energética en inmuebles, flotas vehiculares e instalaciones de la Administración Pública Federal.

Durante 2011, el consumo de combustible en los tres centros administrativos

de Pemex Gas (oficinas centrales, Villahermosa y Monterrey) ascendió a

303,078 litros, lo que representa una reducción promedio de 14.6% respecto al

consumo del año anterior. Con ello, se cumplió ampliamente con la meta

volumétrica para 2011 establecida como una reducción de 5% en el consumo

de gasolina.

Para cumplir con los conceptos relacionados con servicios personales, se han

acatado las disposiciones del Programa Nacional de Reducción del Gasto

Público, destacando los siguientes aspectos:

No se incrementó la plantilla laboral.

No se ha otorgado incremento salarial a funcionarios superiores.


2011 111

En Petróleos Mexicanos no se otorgan prestaciones diferentes al tabulador

de percepciones ordinarias.

No se han otorgado retroactividades mayores a 45 días en la contratación.

Al cierre de 2011 se han dado de baja, en balance, 105 plazas.

i) Cumplimiento de las obligaciones derivadas de la Ley Sarbanes Oxley

En 2002, el Presidente de los Estados Unidos de Norteamérica, promulgó la ley

denominada Sarbanes-Oxley Act of 2002 (Ley SOX), cuyo propósito es

aumentar la responsabilidad corporativa y la revelación de información

financiera, así como combatir prácticas contables y corporativas fraudulentas en

las empresas que emiten valores y que se encuentran registradas ante la U.S.

Securities and Exchange Commission (SEC).

Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

que consolidan (Petróleos Mexicanos) tienen la obligación de cumplir con las

disposiciones que le sean aplicables de la Ley SOX, como consecuencia de las

emisiones de valores que realizan en el mercado internacional, lo que le da el

carácter de emisor extranjero de valores registrados ante la SEC.

La Ley SOX establece, en la sección 404, la responsabilidad de la

administración de implementar y mantener controles internos sobre la

presentación de informes financieros, así como evaluar la efectividad de los

mismos durante el ejercicio social respectivo. Conforme a lo dispuesto en dicha

sección, Pemex Gas realizó su proceso de evaluación anual sobre los controles

internos para el reporte financiero.


2011 112

En noviembre de 2011 se entregó a la Subdirección de Contabilidad Fiscal y

Control Financiero de la Dirección Corporativa de Finanzas (SUCOFI) la

información de las matrices de riesgo y control con la autoevaluación del

Organismo de los siguientes ciclos:

Cierre Contable.

Abastecimiento de producto.

Ingresos.

Impuestos.

Tesorería.

Administración de riesgos.

Provisiones por contingencias ambientales.

En los primeros meses de 2012 se estará en contacto con Petróleos Mexicanos

para conciliar los resultados del total de controles evaluados, los procesos y las

deficiencias encontradas a fin de establecer un plan para su remediación.

La información anterior servirá para la elaboración del Informe Anual en

Materia de Control Interno Financiero de Pemex Gas que deberá ser aprobado

por el Director General.

Caber señalar que el 30 de abril de 2012, Pemex registró la Forma 20-F del

ejercicio 2011 ante la Securities and Exchange Commission.


2011 113

j) Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios

Los procedimientos de contratación de Pemex Gas y Servicios del Sector

Público (LAASSP) y en la Ley de Petróleos Mexicanos (Ley Pemex), así como

de sus respectivos reglamentos y las Disposiciones de Administración de

Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios

de las actividades sustantivas de carácter productivo de Petróleos Mexicanos y

sus Organismos Subsidiarios.

Los contratos celebrados por Pemex Gas se realizaron conforme a los modelos

y guías institucionales emitidos por la Dirección Jurídica de Petróleos

Mexicanos.

Durante el ejercicio 2011, Pemex Gas suscribió 869 contratos de bienes y

servicios por un monto de 2,466.6 millones de pesos.

Contratos de bienes y servicios 2011 millones de pesos

Procedimiento de contratación Cantidad de

contratos Monto

contratado % en función del

monto total

% en función del procedimiento de contratación

Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público (LAASSP)

521 642.8 26 100

Licitación pública 51 360.8 15 58

Invitación a tres personas 111 78.5 3 11

Adjudicación directa 359 203.5 8 31

Ley de Petróleos Mexicanos (Ley Pemex) 348 1,823.8 74 100

Licitación pública 133 1,038.3 42 57

Invitación restringida 40 33.3 1 2


Total 869 2,466.6 100


2011 114

Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público

Conforme a la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector

Público (LAASSP), se formalizaron 521 contratos por un monto de 642.8

millones de pesos, que representa el 26% respecto al total contratado por el

Organismo.

A fin de prevenir el direccionamiento de concursos, se realizaron a través de

licitación pública 51 contratos, lo que corresponde a un monto de 360.8

millones de pesos y 58% del total de los asignados por procedimiento de la

LAASSP.

Ley de Petróleos Mexicanos

Por tratarse de bienes o servicios relacionados con Actividades Sustantivas de

Carácter Productivo (ASCP), al amparo de la Ley de Pemex, se firmaron 348

contratos, por un monto de 1,823.8 millones de pesos, lo cual corresponde al

74% del total contratado.

Mediante este ordenamiento jurídico y a fin de privilegiar el procedimiento de

asignación por licitación pública se celebraron 133 contratos, por un monto de

1,038.3 millones de pesos, que representa 57% del monto total bajo el régimen

de la Ley Pemex.


2011 115

Mercado Electrónico para el Suministro (MES)

Con independencia del régimen de contratación, a través del MES, que se

soporta en la herramienta SRM de SAP, se formalizaron 459 contratos por

1,744 millones de pesos, monto que representa el 71% del total contratado.

Respecto a las adjudicaciones directas con base en los catálogos electrónicos

previamente pactados por algún derecho exclusivo, en el Escenario 2 del MES,

se formalizaron 93 contratos por un total de 443.9 millones de pesos.

En lo que corresponde a la generación de órdenes de surtimiento a partir de

contratos abiertos generados vía SRM, con la ventaja del autoservicio para los

usuarios requirentes, así como la facilidad de gestión para los proveedores,

conforme al Escenario 1 del MES, se generaron 394 órdenes de surtimiento de

bienes por 147.5 millones de pesos, así como 1,181 órdenes de surtimiento de

servicios por un importe de 92.4 millones de pesos, con una participación

electrónica de 32 distintos proveedores, con quienes se formalizaron contratos

abiertos, relacionados principalmente con productos químicos y gases

industriales, así como con mantenimientos preventivos y correctivos para

distintos equipos.

Cabe destacar que no necesariamente los contratos abiertos que originan estas

órdenes se formalizaron en el ejercicio que se reporta.

Por la denominada vía tradicional SAP R/3, se formalizaron 393 contratos por

469.4 millones de pesos (lo cual es el 19% con respecto del total). Asimismo,

con la intervención del tercero coadyuvante, ITS, se formalizaron 17 contratos

por 253.2 millones de pesos (que representa 10% del total).


2011 116

En cuanto al renglón de gasto afectado del total de contrataciones 1,281.2

millones de pesos corresponden a inversión (52%) y 1,185.4 millones de pesos a

operación (48%).

Del mismo total, 1,780.1 millones de pesos corresponden a la compra de bienes

y 686.5 millones de pesos a la contratación de servicios y arrendamientos

relacionados con bienes muebles.

k) Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Obra Pública

Los procedimientos de contratación de Pemex Gas se realizan con fundamento

en la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas

(LOPSRM) y en la Ley Petróleos Mexicanos (Ley Pemex), así como de sus

respectivos reglamentos y las Disposiciones de Administración de Contratación

en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las

actividades sustantivas de carácter productivo de Petróleos Mexicanos y sus

Organismos Subsidiarios y conforme a los modelos y guías institucionales

emitidos por la Dirección Jurídica de Petróleos Mexicanos.

Durante el ejercicio 2011, Pemex Gas suscribió 76 contratos de obra pública

por un monto de 486.7 millones de pesos.


2011 117

Contratos de obra pública 2011 millones de pesos

Procedimiento de contratación Cantidad de contratos

Monto contratado

% en función del monto total

% en función del procedimiento de contratación

Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas

45 224.5 46 100


Invitación a tres personas 29 118.8 24 53


Adjudicación directa por excepción 1 39.2 8 17

Ley de Petróleos Mexicanos (Ley Pemex) 31 262.2 54 100


Invitación restringida 19 107.2 22 41


Adjudicación directa por excepción 1 44.9 9 17

Total 76 486.7 100

Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas

Por el denominado régimen generalizado, conforme a la Ley de Obras Públicas

y Servicios Relacionados con las Mismas (LOPSRM), su Reglamento y demás

disposiciones administrativas aplicables, se formalizaron 45 contratos por un

monto de 224.5 millones de pesos, que representa el 46% respecto del total

contratado por el Organismo.

Ley de Petróleos Mexicanos

Se formalizaron bajo el amparo de la Ley de Petróleos Mexicanos, por tratarse

de obra pública con Actividades Sustantivas de Carácter Productivo (ASCP), 31

contratos por 262.2 millones de pesos, que corresponden con el 54% del monto

contratado.


2011 118

Asimismo, se han publicado en el portal de Pemex resúmenes de los alcances

de obras o servicios relacionados de los procedimientos de contratación

convocados por Pemex Gas, con objeto de proporcionar información a las

personas interesadas sobre las licitaciones próximas a convocar.

Entre las acciones a realizar para promover que los procesos licitatorios sean

más transparentes y equitativos se encuentra la de publicar previamente los

procedimientos de contratación por la modalidad de licitación pública en la

página de Pemex Gas y del Portal de Petróleos Mexicanos, así como la de

capturar la información de todos y cada uno de los procedimientos y sus

participantes en el Sistema para el Seguimiento a Eventos de Contratación

(SISEC) del Órgano Interno de Control.

l) Informe del estado que guarda el control interno institucional

Como parte de las facultades que la Ley de Petróleos Mexicanos otorga al

Comité de Auditoría y Evaluación del Desempeño (CAED), se emitieron los

“Lineamientos en Materia de Control Interno para Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios”, mismos que fueron aprobados por el Consejo de

Administración de Petróleos Mexicanos el 14 de diciembre de 2010.

Dichos lineamientos fueron publicados el 25 de marzo de 2011 y entraron en

vigor al día siguiente de su publicación, motivo por el cual el 27 de abril del año

en curso, la Dirección Corporativa de Finanzas informó al Organismo el

nombramiento del Director Corporativo de Finanzas como Coordinador de

Control Interno Institucional y del Subdirector de Contabilidad, Fiscal y

Control Financiero, como Enlace de Control Interno Institucional.


2011 119

La Dirección Corporativa de Finanzas definió que el control interno se

circunscribiría al aspecto financiero, por lo que Pemex Gas ha rendido la

información a la Dirección Corporativa de Finanzas consistente en elaborar el

Informe de Evaluación de Controles Internos Financieros del Ejercicio Social

terminado el 31 de diciembre de 2011, para su consolidación.

m) Comités

Comité Institucional de Crédito

Durante 2011, el Comité Institucional de Crédito, sesionó en 27 ocasiones, de las

cuales 21 tuvieron el carácter de ordinarias y seis de extraordinarias.

En las sesiones de referencia y dentro del marco de sus facultades, el Comité

autorizó los siguientes asuntos:

Otorgó nuevas líneas de crédito a 26 empresas, por un monto total de

119.8 millones de pesos.

Ampliación de crédito a 353 empresas, por un total de 1,739 millones de

pesos, que se originó por actualización en precios e incremento de

volumen.

Transferencia de crédito a dos empresas por un total de 10.8 millones de

pesos.

Disminución de crédito a 284 empresas por un total de 697 millones de

pesos derivado principalmente por ajustes en volúmenes y operaciones.


2011 120

Exención de garantías a 268 empresas con líneas de crédito que suman

10,425.6 millones de pesos, con base en su situación financiera e historial

crediticio.

Reducción de garantía a 72 empresas con líneas de crédito de 2,613.5

millones de pesos, con base en su situación financiera, historial crediticio e

importancia comercial.

Adicionalmente, se emitieron las siguientes autorizaciones por justificación

comercial y por asuntos que no se encuentran contemplados en la normatividad

crediticia:

Esquema especial de exención y reducción de garantía otorgado a las

empresas de Grupo Vitro con vigencia al 31 de marzo de 2012, sobre

líneas de crédito de suministro de 86.4 millones de pesos y operaciones de

coberturas que terminaron en diciembre de 2011, con base en la garantía

hipotecaria constituida y las cartas de responsabilidad solidaria suscritas al

efecto.

Líneas de crédito con exención de garantía a la empresa MGI Trading por

2 millones de pesos para gas licuado y 1,500 millones de pesos para

petroquímicos básicos, ésta última estará disponible hasta que se lleven a

cabo los actos y actividades para la comercialización de los productos

asociados a esta misma.

Incremento de 25% en sus líneas de crédito a 307 empresas distribuidoras

de gas licuado durante la temporada invernal, sin que proporcionalmente

se modifiquen las garantías.

Plazo de entre 7 y 14 días con el propósito de que tres empresas concluyan

con la gestión de la garantía para suministro de producto.


2011 121

Mantener la condición crediticia a una empresa distribuidora de gas natural

no obstante que presentó la garantía de manera extemporánea,

considerando que realizó un depósito y las gestiones de la garantía previas

al vencimiento.

Autorización de nueva exención de garantía a una empresa distribuidora de

gas licuado, condicionado que ante el siguiente incumplimiento de pago se

cancele anticipadamente.

Ampliación de crédito mayor al 25% a una empresa con vigencia al 30 de

junio de 2011, fecha en que entregará estados financieros dictaminados

para efectos de ratificar esta autorización.

Cabe señalar que mediante acuerdo CAPGPB-031/2011 del 26 de mayo de

2011, el Consejo de Administración autorizó la modificación al acuerdo de

Creación del Comité Institucional de Crédito de PEMEX-Gas y Petroquímica

Básica del 3 de diciembre de 1992, para adicionar un segundo párrafo, con el fin

de atribuirle al comité la facultad de elaborar, emitir, aprobar y modificar las

reglas de operación del comité.

En este sentido, este órgano colegiado aprobó sus reglas de operación y

actualizó los miembros que integran el comité; esto último conforme a los

cambios a la estructura básica autorizada por el Consejo de Administración del

Organismo en el acuerdo CAPGPB-055/2010.


2011 122

Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público

Durante el ejercicio 2011, el Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios

del Sector Público, sesionó en 13 ocasiones, de las cuales 11 fueron ordinarias y

dos extraordinarias.

En las sesiones celebradas, se analizaron 48 asuntos, de los cuales ocho fueron

para acuerdo, 16 con carácter informativo y 24 asuntos por excepción a la

licitación pública por un monto estimado de 95.5 millones de pesos.

Comité de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas

Durante el ejercicio 2011, el Comité de Obras Públicas y Servicios Relacionados

con las Mismas, celebró seis sesiones ordinarias. En estas sesiones se analizaron

18 asuntos, de los cuales 11 fueron de carácter informativo, seis asuntos para

acuerdo y una excepción a la licitación pública por un monto estimado de 12.9

millones de pesos.

Comité Institucional de Cancelación de Adeudos Incobrables

Durante el ejercicio 2011, el Comité Institucional de Cancelación de Adeudos

Incobrables, sesionó en dos ocasiones las que tuvieron el carácter de ordinarias.

En las sesiones de referencia y dentro del marco de sus facultades, este comité

trató los siguientes asuntos:


2011 123

La aprobación de las modificaciones a las reglas de operación de este

comité, con motivo de los cambios a la estructura básica de Pemex Gas.

Se acordó presentar para autorización del Consejo de Administración, las

modificaciones a las Bases para Cancelar Adeudos a Cargo de Terceros y a

Favor de Pemex-Gas y Petroquímica Básica, con motivo de los cambios a

la estructura básica de Pemex Gas.

Con base en la información proporcionada por la Gerencia de Evaluación

Financiera y considerando el Dictamen Jurídico (dictamen de

incobrabilidad), emitido por la Oficina del Abogado General de Petróleos

Mexicanos autorizó:

i. La cancelación del adeudo incobrable a cargo de la empresa AXA

Fianzas, S.A. de C.V. por un monto de 4,321.37.

ii. La cancelación del adeudo incobrable a cargo de la empresa

Metalyzinc, S.A. de C.V. por un monto de 193,798.20 más los

intereses moratorios que se hayan generado hasta la fecha de la sesión.

iii. La cancelación del adeudo incobrable a cargo de la empresa

Refractarios Zincamex, S.A. de C.V. cuyo desglose es: a) 123,455.89

integrado por 49,866.02 de adeudo principal y 73,589.87 de intereses

moratorios y, b) 1,872.00, integrado por 1,121.79 de adeudo principal

y 750.21 por concepto de interés legal calculado sobre la tasa de 6%

anual que rige en materia mercantil.


2011 124

n) Informe de la situación que guardan los fideicomisos

De julio de 1997 a septiembre de 2000, se crearon 13 fideicomisos, en los que

Pemex Gas participa como fideicomitente, con el propósito de regularizar los

activos de distribución de gas natural y los derechos de superficie en las redes

de las zonas geográficas de distribución de gas natural que la CRE determinó y

autorizó.

Durante la vigencia de los fideicomisos, los fideicomitentes aportaron 3,000

pesos para constituir el fideicomiso (1,500 pesos por parte de Petróleos

Mexicanos y 1,500 pesos por parte de Pemex Gas). El resto del fondo

fideicomitido fue aportado desde un inicio por las fideicomisarias

(permisionarios de gas natural). Desde entonces no se ha realizado alguna

aportación adicional proveniente de los fideicomitentes o de alguna otra entidad

pública.

Desde su creación, los fideicomisos no contaron con estructura administrativa,

por lo que no han originado gastos adicionales por la operación durante su

vigencia, ni costos derivados de las actividades de procesos de extinción.

De los trece fideicomisos creados, al 31 de diciembre de 2011 han sido

extinguidos doce con las siguientes características:

1. Chihuahua. Extinguido el 20 de enero de 2004, Pemex Gas recibió a la

extinción 9´878,059.87 pesos.

2. Toluca. Extinguido el 1° de diciembre de 2004, Pemex Gas recibió a la

extinción 2´961,384.43 pesos

3. Saltillo. Extinguido, el 1° de diciembre de 2004, Pemex Gas recibió a la



2011 125

4. Nuevo Laredo. Extinguido el 1° de diciembre de 2004, Pemex Gas recibió a

la extinción 2´35,460.05 pesos.

5. Río Panuco. Extinguido el 12 de diciembre de 2008, Pemex Gas recibió a la

extinción 79,633.85 pesos.

6. Valle de Cuautitlán-Texcoco. Extinguido el 12 de diciembre de 2008, Pemex

Gas recibió a la extinción 260´516,566.63 pesos.

7. Distrito Federal. Extinguido el 3 de abril de 2009, Pemex Gas recibió a la


8. Norte de Tamaulipas. Extinguido el 8 de marzo de 2007, Pemex Gas recibió

a la extinción 221,324.40 pesos.

9. Querétaro-San Juan del Río. Extinguido el 12 de diciembre de 2008, Pemex

Gas recibió a la extinción 61´242,404.10 pesos.

10. Bajío Norte. Extinguido el 3 de abril de 2009, Pemex Gas recibió a la


11. Puebla-Tlaxcala. Extinguido el 12 de diciembre de 2008, Pemex Gas recibió

a la extinción 42´161,796.87 pesos.

12. Guadalajara-El Salto. Extinguido el 12 de diciembre de 2008, Pemex Gas

recibió a la extinción 32´380,635.23 pesos.

Respecto al fideicomiso 2006 -La Laguna-Durango, el único que permanece

vigente, continúa con el proceso de regularización de los derechos de vía, es por

ello que se renovó su clave de registro ante la Secretaría de Hacienda y Crédito

Público para el ejercicio fiscal 2012, a fin de cumplir con lo establecido en el

Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

mientras se alcanza su extinción.


2011 126

Cabe mencionar que la regularización de este fideicomiso mantiene un avance

de 97% debido a que se ha dificultado la conclusión del proceso para los cuatro

afectados faltantes. Dos de ellos por falta de documentos que acrediten la

propiedad de su predio, y los dos restantes porque no aceptan el monto del

avalúo del Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales.

Adicionalmente, no está terminada la revisión de los documentos que

protocolizarían ante notario público la extinción.


2011 127

o) Informe de resultados del programa anual de disposición final de bienes muebles 2011

Con fundamento en los artículos 130 y 139 de la Ley General de Bienes

Nacionales, en el acuerdo CAPGPB-030/2008 del Consejo de Administración

de Pemex Gas y en el acuerdo AC-003/PGPB/2010, en el cual el Director

General delegó en el Subdirector de Administración y Finanzas las facultades

que otorgan los artículos 130 y 131 de la Ley General de Bienes Nacionales.

Mediante acuerdo no. AC-PGPB-SAF-53-2010 de fecha 30 de diciembre de

2010, el Subdirector de Administración y Finanzas, autorizó el Programa anual

de disposición final de bienes muebles de Pemex Gas 2011.

Programa anual de disposición final de bienes muebles de Pemex Gas 2011

Descripción

Cantidad

Unidad de

medida

Calendarización trimestral 2011 Disposición

final

Determinación

del valor 1ro. 2do. 3ro. 4to.

Planta de absorción CPG La Venta

1 Unidad - 1 - - Venta Avalúo

Estación de compresión no. 5 Ojo Caliente, Ductos Monterrey

1 Unidad - - 1 - Venta Avalúo

Unidades CPG Reynosa 3 Unidad - - - 3 Venta Avalúo

Materiales y refacciones 50 Lote 10 15 15 10 Venta Avalúo

Equipos de proceso 70 Pieza - 20 20 30 Venta Avalúo

Equipo eléctrico 21 Pieza - 11 10 - Venta Avalúo

Máquinas -herramienta 94 Pieza - 94 - - Venta Avalúo

Equipo informático y accesorios

6,000 Pieza 6,000 - - - Donación Adquisición

Mobiliario y equipo de oficina

1,000 Pieza - 500 500 - Venta Avalúo

Tanques 31 Pieza - 15 16 - Venta Avalúo

Vehículos terrestres 100 Pieza 100 - - - Venta Avalúo y guía

EBC

Desechos 3,500 Toneladas 500 1,000 500 1,500 Venta Lista de valores

mínimos de desechos

Total 10,871 6,610 1,656 1,062 1,543

a) Los materiales y refacciones se refieren a: tuberías, válvulas, refacciones para válvulas, conexiones, productos químicos y de laboratorio, envases,

equipos lubricantes y lubricantes, refacciones para combustión interna, refacciones para turbinas y compresores, refacciones eléctricas y

electrónicas, refacciones de equipo de proceso, refacciones para bombas, refacciones para variadores de velocidad, materiales de construcción y

mantenimiento, materiales de protección y seguridad, material eléctrico, materiales para maniobras, tornillería metales y soldaduras, mangueras y

accesorios, artículos de oficina, herramientas y refacciones, equipos de medición y control, empaques y sellos mecánicos, rodamientos, bandas,

coples y refacciones, pastas y pegamentos, abrasivos, equipos completos y productos Pemex.

b) En la conformación de lotes de materiales y refacciones pueden incluirse las unidades de medida: botella, caja, cilindro, pie, hoja juego,

kilogramo, litro, lata, metro, metro2 par, pieza, rollo y saco.

c) La generación de desechos es dinámica, por lo que las cantidades pueden variar.


2011 128

Al cierre del ejercicio 2011, el monto de la disposición final y

reaprovechamientos ascendió a 16.73 millones de pesos.

Consolidado de disposición final y reaprovechamiento de bienes muebles no útiles

Procedimiento de disposición millones de pesos

Ventas 14.68

Asignaciones interorganismos 0.66

Traspasos 0.70

Recuperaciones 0.69

Total 16.73

De dicho monto 14.68 millones corresponden a ventas y Al cierre del ejercicio

2011, el monto de la disposición final y 2.05 millones a reaprovechamientos.

Ventas

Descripción millones de pesos

90 vehículos 3.66

4 licitaciones de materiales y refacciones (de 31 centros de trabajo). 3.53

1,821 toneladas de desechosa 6.03

1 Estación de compresión “Ojo Caliente” y un lote de materiales y refacciones del sector Ductos Monterrey

1.46

Total 14.68

a) Incluye activos fijos: 6 equipos de proceso, 55 equipos eléctricos, 1,452 equipos informáticos y

accesorios, 215 de mobiliario y equipo de oficina y 4 tanques.

Reaprovechamientos

Descripción Cantidad UPa millones de pesos

Asignaciones interorganismos 30,562 0.66

Traspasos 1,510 0.70

Recuperaciones 2,983 0.69

Total 35,055 2.05

Los bienes reaprovechados principalmente corresponden a material eléctrico

a. Unidades de presentación: metro, pieza, kilo, etc.

Conforme al programa anual de disposición final de bienes muebles autorizado,

se presentan los resultados obtenidos al 31 de diciembre de 2011, así como el

porcentaje de cumplimiento:


2011 129

Comparativo de la disposición final y aprovechamientos realizados vs. el programa 2011

Descripción Cantidad

programada Unidad de

Medida Resultado al 31-dic-2011

Porcentaje de cumplimiento

Observaciones

Planta de Absorción CPG

La Venta

1 Unidad 0 0.00 Avalúo realizado.

La SUAP prepara las bases de licitación.

Estación de compresión

no. 5 Ojo Caliente, Ductos

Monterrey

1 Unidad 1 100.00 Licitada en septiembre. Se incluyeron también materiales

y refacciones. El plazo de desmantelamiento y retiro

vence el 3 de abril de 2012.

Unidades CPG Reynosa 3 Unidad - 0.00 La SUAP no las integró en su programa de licitaciones.

El centro no ha remitido los dictámenes de no utilidad.

Materiales y refaccionesa

(M y R)

50 Loteb 32 64.00 Tres licitaciones que incluyeron 30 centros de trabajo

con 231 lotes. Incluyeron también activos fijos.

Una licitación del CPG Cactus con 1,514 tipos de

materiales y Ductos Monterrey (Ojo Caliente)

Equipos de proceso 70 Pieza 6 8.57 6 considerados en las 3 licitaciones de M y R.

Equipo eléctrico 21 Pieza 55 261.90 51 considerados en las 3 licitaciones de M y R.

4 considerados en la licitación de M y R del CPG Cactus.

Máquinas–herramienta 94 Pieza 18 19.15 13 dictaminadas como desechos.

5 en licitación de M y R del CPG Cactus.

Equipo informático y

accesorios

6,000 Pieza 1,452 24.20 358 considerados en las 3 licitaciones de M y R

415 como desechos.

679 Asignados a otros organismos.

Se encuentra pendiente la firma de acuerdos para la

donación de equipos de cómputo a los Estados de

Chiapas e Hidalgo.

Mobiliario y equipo de

oficina

1,000 Pieza 215 21.50 7 considerados en las 3 licitaciones de M y R.

35 Asignados a otros organismos.

173 dictaminados como desechos.

Tanques 31 Pieza 4 12.90 3 considerados en las 3 licitaciones de M y R

Uno en la licitación del CPG Cactus.

Vehículos terrestres 100 Pieza 137 137.00 45 licitaciones convocando 136 unidades, realizadas por

la GRM.

Uno como desecho ferroso vehicular.

90 vehículos adjudicados y pagados, 18 adjudicados y

no pagados (se aplicó pena convencional).

Desechosc 3,500 Tonelada 1,821 52.03 Se dispuso la totalidad de los desechos documentados.

Total 10,871 3,741 34.41

a. Los materiales y refacciones se refieren a: tuberías, válvulas, refacciones para válvulas, conexiones, productos químicos y de laboratorio, envases,

equipos lubricantes y lubricantes, refacciones para combustión interna, refacciones para turbinas y compresores, refacciones eléctricas y electrónicas,

refacciones de equipos de proceso, refacciones para bombas, refacciones para variadores de velocidad, materiales de construcción y mantenimiento,

materiales de protección y seguridad, material eléctrico, materiales para maniobras, tornillería, metales y soldaduras, mangueras y accesorios, artículos de

oficina, herramientas y refacciones, equipos de medición y control, empaques y sellos mecánicos, rodamientos, bandas, coples y refacciones, pastas y

pegamentos, abrasivos, equipos completos y productos Pemex.

b. En la conformación de lotes de materiales y refacciones pueden incluirse las unidades de medida: botella, caja, cilindro, pie, hoja, juego, kilogramo, litro,

lata, metro, metro2, par, pieza, rollo y saco.

c. La generación de desechos es dinámica, por lo que las cantidades pueden variar.


2011 130




presenta el monto y proporciones de las ventas realizadas para cumplir con el

programa de disposición final de bienes muebles.

Conforme a lo anterior, en 2011 las ventas de artículos que se realizaron por

parte de Pemex Gas y de la Subdirección de Administración Patrimonial de la

Dirección Corporativa de Administración de Pemex fueron en la siguiente

proporción:

Ventas 2011 (pesos) Concepto Monto Porcentaje

Ventas SUAP 5,000,567 34.1

Desechos Centros de Trabajo 6,025,792 41.0

Ventas GRM 3,658,343 24.9

Total 14,684,702 100.0

Cabe señalar que la Gerencia de Recursos Materiales sólo puede enajenar bienes

muebles cuyo valor de avalúo sea menor a un millón de pesos, todo bien que

rebase lo anterior lo licita la Subdirección de Administración Patrimonial de la

Dirección Corporativa de Administración de Pemex por cuenta y orden del

Organismo.

Con relación a lo anterior y en particular en lo que se refiere al monto máximo

que el Organismo puede licitar, los “Lineamientos Generales para la

Administración de los Bienes Muebles de Petróleos Mexicanos y Organismos

Subsidiarios” en su numeral 126 inciso “a” del capítulo VI establece que


2011 131

corresponde a la Subdirección de Administración Patrimonial: “Enajenar los

bienes No útiles de Pemex, así como aquellos que por cuenta y orden pongan a

su disposición los Organismos Subsidiarios, conforme al anexo 4, cuando

ocurra alguno de los siguientes supuestos: a) Que su valor estimado, supere el

millón de pesos, ….. ”, este precepto normativo limita la posibilidad de que el

Organismo lleve a cabo licitaciones de bienes que de acuerdo con su capacidad

operativa pudiese realizar.

No obstante lo anterior, es importante destacar que el Organismo, no cuenta

con la estructura organizacional adecuada para promover la comercialización de

los bienes muebles improductivos, ya que en la Gerencia de Recursos

Materiales (Subgerencia de Servicios y Administración Patrimonial) únicamente

cuenta con una persona que realiza estos procesos.

p) Avances en el programa de regularización de inmuebles

El programa original de regularización de bienes inmuebles 2011 contempló 20

inmuebles. Durante el primer semestre del año fue necesario incorporar al

programa tres inmuebles, como resultado de inspecciones y consultas realizadas

con las áreas operativas.

Inmuebles incorporados en el programa de regulación 2011

Descripción Localidad Estado

Carretera aeropuerto km 3 Las Espinas, estación de medición y regulación, Durango. Durango

Casas habitación Calle Naranjo s/n lotes 20 y 21 m-n, Tampico. Tamaulipas

Centro procesador de gas Ciudad Madero. Tamaulipas


2011 132

Por otra parte, se eliminaron dos inmuebles del programa, el primero por

definirse como no útil para el Organismo y el segundo porque se encuentra

invadido por una autopista de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes.

Inmuebles eliminados del programa de regulación 2011

Descripción Localidad Estado

Estación de bombas no. 5 San Mateo Tepetitlán Hidalgo

Gasoducto 24” Ciudad Pemex-México, Villa de Nogales, Nogales Veracruz

Como resultado de lo anterior, el programa de regularización 2011, contempló

21 inmuebles.

Programa de regularización definitivo 2011

Descripción Localidad/Municipio Estado

1. DDV Gasoducto 10” Escobedo-Monclova, Villa del Carmen, Carmen Nuevo León

2. Talleres y oficinas Hacienda Pública, San Fernando Tamaulipas

3. Recibo de medición y distribución de gas natural

Santa María Chiconautla, Ecatepec Estado de México

4. Terminal terrestre de distribución de gas licuado Tula

Carretera Jorobas km. 28.5, col. El Llano, Tula Hidalgo

5. Casa habitación (4) Sector Salamanca

Joyas de San Roque, Salamanca Guanajuato

6. Casa habitación Ex Agencia Regulación Ventas, avenida 11 s/n calle 35, Córdoba Veracruz

7 Casa habitación Ex Agencia Regulación Ventas, avenida Emilio Pardo, colonia Las Estaciones, Córdoba

Veracruz

8. Casa habitación Ex agencia Regulación Ventas, avenida 11, Córdoba Veracruz

9. Casa habitación Manzanillo números 15 y 16, 15, Salina Cruz Oaxaca

10. Planta de compresión no. 7 Gasoducto Ciudad Pemex-México-San Matías, Omealca Veracruz

11. Centro de operación y mantenimiento

Avenida18 de Marzo no. 208, La Nogalera, Guadalajara Jalisco

12. Estación de bombeo no. 7 La Cima de Togo, Cuautepec Hidalgo

13. Planta de compresión no. 8 Arroyo Xuchil, fraccionamiento. Terreno en Nogales Veracruz

14. Planta de compresión no. 8 Gasoducto Ciudad Pemex-México, Nogales Veracruz

15. Planta de compresión no. 8 Arroyo Xuchil, fraccionamiento de Terreno en Nogales Veracruz

16. Planta de compresión no. 8 Palo Verde, fraccionamiento de Terreno en Nogales Veracruz

17. Ampliación Estación de Compresión no. 8

Congregación El Encinar, Nogales Veracruz


2011 133


18. El Encinar Estación de Compresión no. 8

Oficinas Sector Mendoza, Nogales Veracruz

19 Carretera aeropuerto km.3 Las Espinas, Estación de Medición y Regulación, Durango Durango

20 Casas habitación Calle Naranjo s/n Lotes 20 y 21 m-n, Tampico Tamaulipas

21 Centro procesador de gas Ciudad Madero Tamaulipas

El resultado del programa contempla cinco etapas para cada inmueble a

regularizar. Al respecto se informa que se concluyó con las tres primeras etapas

de 21 inmuebles por parte del Organismo, de la cuarta etapa 15 inmuebles se

encuentran en proceso de revisión por el corporativo y seis inmuebles

cumplieron con el trámite de la cuarta y quinta etapa.

Etapas del programa de regularización 2011

Etapa Concluidos En proceso

1. Inspección física 21 0

2. Integración de expedientes 21 0

3. Proyecto de escritura 21 0

4. Revisión del corporativo 6 15

5. Escrituración y registro 6 0

Como resultado de lo anterior, al 31 de diciembre de 2011, se registró un

avance global de 90.4% en el programa de regularización 2011, con seis

inmuebles escriturados.

Inmuebles escriturados y registrados en 2011


1. DDV Gasoducto 10” Escobedo-Monclova, Villa del Carmen, Carmen Nuevo León

2. Talleres y oficinas Hacienda Pública, San Fernando Tamaulipas

3. Casa habitación (4) Sector Salamanca

Joyas de San Roque, Salamanca Guanajuato

4. Carretera aeropuerto km.3 Las Espinas, estación de medición y regulación, Durango Durango

5. Casas habitación Calle Naranjo s/n Lotes 20 y 21 m-n, Tampico Tamaulipas

6. Centro procesador de gas Ciudad Madero Tamaulipas


2011 134

Conforme a los resultados obtenidos del programa de regularización 2011, la

regularización de los 15 inmuebles que se encuentran aún en proceso, se

incluyeron en el programa de regularización 2012. Adicionalmente, se

incorporó el inmueble de la Terminal Venta de Carpio.

Programa de regularización 2012


1. Recibo de medición y distribución de gas natural

Santa María Chiconautla, Ecatepec Estado de México

2. Terminal terrestre de distribución de gas licuado Tula

Carretera Jorobas km. 28.5, col. El Llano, Tula Hidalgo

3. Terminal Venta de Carpio Chiconautla

Ecatepec, Estado de México Estado de México

4. Casa habitación Ex agencia regulación ventas, avenida 11 s/n calle 35, Córdoba Veracruz

5. Casa habitación Ex agencia regulación ventas, avenida Emilio Pardo, colonia Las Estaciones, Córdoba

Veracruz

6. Casa habitación Ex agencia regulación ventas, avenida 11, Córdoba Veracruz

7. Casa habitación Manzanillo números 15 y 16, 15, Salina Cruz Oaxaca

8. Planta de compresión no. 7 Gasoducto Ciudad Pemex-México-San Matías, Omealca Veracruz

9. Centro de operación y mantenimiento

Avenida18 de Marzo no. 208, La Nogalera, Guadalajara Jalisco

10. Estación de bombeo no. 7 La Cima de Togo, Cuautepec Hidalgo

11. Planta de compresión no. 8 Arroyo Xuchil, fraccionamiento. Terreno en Nogales Veracruz

12. Planta de compresión no. 8 Gasoducto Ciudad Pemex-México, Nogales Veracruz

13. Planta de compresión no. 8 Arroyo Xuchil, fraccionamiento de Terreno en Nogales Veracruz

14. Planta de compresión no. 8 Palo Verde, fraccionamiento de Terreno en Nogales Veracruz

15. Ampliación estación de compresión no. 8

Congregación El Encinar, Nogales Veracruz

16. El Encinar estación de compresión no. 8

Oficinas del sector de DuctosMendoza, Nogales Veracruz

Es importante señalar que el principal reto que se enfrenta para cumplir con el

programa de regularización inmobiliaria está relacionado con la reasignación de

superficies compartidas entre Organismos, ya que Petróleos Mexicanos realiza

la regularización de manera integral.


2011 135

q) Sistema de Evaluación del Desempeño En el anexo 5 se presenta la información detallada del gasto de cada programa presupuestario y el avance de las

metas de los indicadores que conforman la Matriz de Indicadores para Resultados (MIR)

Comportamiento del gasto

En el periodo enero a diciembre de 2011, la evolución del gasto, en flujo de

efectivo, de los siguientes programas presupuestarios Producción de petróleo crudo,

gas, petrolíferos y petroquímicos (B001) y Comercialización de petróleo crudo, gas, petrolíferos

y petroquímicos y mantenimiento de instalaciones (E011) muestra un subejercicio por

60.6 millones de pesos respecto al presupuesto modificado. La mayor variación

se presenta en el concepto de servicios generales con un menor gasto por 39.9

millones de pesos. En tanto que los servicios personales presentan un

subejercicio de 16.2 millones de pesos. (Anexo 5.I)

A continuación se presenta el análisis de las variaciones para cada uno de los

Programas Presupuestarios. (Anexo 5.II)

i. El programa B001 (Producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos), presenta un subejercicio por 60 millones de pesos respecto

al presupuesto modificado. Este comportamiento se explica por los

siguientes factores:

El rubro de servicios personales se redujo en 16.2 millones de pesos,

derivado del esfuerzo del Organismo para la racionalización del gasto en

este rubro, con acciones como disminución y control del pago de

tiempo extra, menor contratación de personal eventual y en general por

la aplicación del decreto que establece las medidas de austeridad y

disciplina del gasto.


2011 136

El rubro de materiales y suministros disminuyó en 4.5 millones de pesos,

debido a retrasos por parte de los proveedores en las entregas de

equipos, herramientas especializadas, instalaciones, materias primas, y en

general materiales recurrentes para los centros procesadores de gas.

Adicionalmente, por reprogramación de procesos concursales para la

adquisiciones del centro de operación de emergencias para los centros,

de sistemas de aire respirable para el CPG de Nuevo Pemex y

analizadores de emisiones en calderas y hornos.

Los servicios generales tuvieron un menor gasto por 39.3 millones de

pesos, debido principalmente a consumos de energía eléctrica

pendientes de compensar en el sistema de facturación de la Comisión

Federal de Electricidad y reducción en el rubro de viáticos y pasajes.

En cuanto al programa presupuestario E011 (Comercialización de petróleo

crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos y mantenimiento de instalaciones) se

registró un menor ejercicio por 0.6 millones de pesos, como consecuencia de

que en el rubro de viáticos los gastos pendientes de comprobación al cierre del

año se clasificaron como adefas.


2011 137

Avance de las metas en los indicadores de la Matriz de Indicadores para Resultados (MIR 2011).

Para la cuenta pública del ejercicio 2011 Pemex Gas da seguimiento a 12

indicadores de desempeño autorizados y establecidos por la Secretaria de

Hacienda y Crédito Público en la matriz de indicadores de resultados (MIR

2011). Estos indicadores evalúan los resultados de los programas

presupuestarios B001 Producción de petróleo crudo, gas petrolíferos y petroquímicos y

E011 Comercialización de petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos.

En el periodo enero-diciembre de 2011, Pemex Gas cumplió en cinco

indicadores con el 100%, o más de lo planeado; en otros siete indicadores el

cumplimiento de las metas se ubicó entre 90% y 99%. A continuación se

presenta un resumen de los resultados obtenidos para cada uno de los 12

indicadores de desempeño autorizados. En el anexo 5 se presenta el detalle de

los indicadores.


2011 138

Indicadores de resultados por programa presupuestario, enero-diciembre 2011

Programa presupuestario

Nombre del indicador Unidad de

medida Frecuencia

de medición

Enero - diciembre 2011 Cumplimiento

de la meta (porcentaje de

avance) Planeada Realizada

Producción de

petróleo crudo,

gas, petrolíferos y

petroquímicos

B001

Recuperación de licuables Bls/MMpc Trimestral 76.8 76.8 = a 100%

Porcentaje de la demanda nacional de gas seco cubierta con producción nacional

% Semestral 91.0% 86.4% 90% a 99%

Porcentaje de la demanda nacional de gas licuado cubierta con producción nacional

% Semestral 73.3% 72.5% 90% a 99%

Capacidad criogénica utilizada % Trimestral 79.2% 78.0% 90% a 99%

Comercialización

de petróleo crudo,

gas, petrolíferos y

petroquímicos y

mantenimiento de

instalaciones

E011

Cumplimiento de los programas de ventas (gas licuado)

% Semestral 100.0% 98.2% 90% a 99%

Índice de satisfacción del cliente (gas licuado)

% Anual 82.2% 82.0% 90% a 99%

Índice de satisfacción al cliente (gas natural)

% Anual 82.2% 78.0% 90% a 99%

Cumplimiento de los programas de entrega (gas natural)

% Semestral 100.0% 100.5% >= a 100%

Entregas realizadas de acuerdo a la especificación (gas licuado)

% Semestral 100.0% 100.0% = a 100%

Balance nacional de gas licuado. Oferta demanda

% Trimestral 100.0% 100.35% >= a 100%

Balance nacional de gas natural. Oferta demanda

% Trimestral 100.0% 100.53% >= a 100%

Porcentaje de atención de los reclamos de clientes de gas natural

% Trimestral 83.0% 75.0% 90% a 99%

En cuanto al comportamiento específico de los indicadores asociados al

programa presupuestario B001, destacan los siguientes resultados:

“Recuperación de licuables”, registró un cumplimiento del 100%,

igualando la meta programada al alcanzarse una recuperación de 76.8

Bls/MMpc. Esto causado por la recuperación eficiente de los líquidos del

gas.

Por otra parte, en el comportamiento de los indicadores asociados al programa

presupuestario E011, destacan los siguientes resultados:


2011 139

“Entregas de GLP realizadas de acuerdo a la especificación”, obtuvo un

cumplimiento de 100%, toda vez que se comercializaron 343,648 entregas;

cantidad equivalente a lo programado en el periodo.

“Balance nacional de GLP Oferta-Demanda”, se logró un cumplimiento

de 100.35%, 0.35% más que lo programado a diciembre, debido a un

incremento de 2.08 Mbd en la entrega de condensados de Pemex

Exploración y Producción a Pemex Gas, con lo cual la oferta total fue de

292.9 Mbd.

“Balance nacional de gas natural Oferta-Demanda”, el indicador registró

un porcentaje de cumplimiento de 100.5% superior en 0.5 puntos

porcentuales más con respecto al programa, como resultado de un

aumento en la producción de Pemex Gas.

Considerando que el principal rubro del gasto en el que se presentó el

subejercicio fue en servicios generales (39.9 millones de pesos), es resultado

principalmente de gastos pendientes de compensar por consumos de energía

eléctrica en el sistema de facturación de la Comisión Federal de Electricidad, se

concluye que esta situación no afecta las actividades de producción y

comercialización de los productos que elabora el Organismo.


2011 140

10. Empresas filiales



Parte/Sección 1. Resultados Financieros de empresas filiales

2. Variables Financieras de las empresas filiales

Fundamento legal Art. 14 Frac. VI LFTAIPG

Unidad Administrativa Gerencia de Recursos Financieros

Información clasificada de la página 140 a la 141 del Informe de

Autoevaluación 2011.


2011 142

a) Gasoductos de Chihuahua

Información clasificada de la página 142 al segundo párrafo de la página 144 del

Informe de Autoevaluación 2011.

Clasificación Reservada 12 Años


Parte/Sección Todo el apartado de la empresa filial.

Fundamento legal Art. 18 LFTAIPG, Ar. artículos 82, 85 y 86 BIS 1 de la Ley de la Propiedad Industrial

Unidad Administrativa Unidad de Enlace y Coordinación


2011 144

Al 31 de diciembre de 2011, Gasoductos de Chihuahua continuaba trabajando

en los contratos de servicios de almacenamiento y de operación y

mantenimiento.

Gasoducto corredor Chihuahua. El 16 de noviembre de 2011 Gasoductos de

Chihuahua presentó su propuesta, el fallo se emitió el 9 de diciembre de 2011 y

no fue favorable para la empresa.

b) MGI Supply, Ltd.

Información clasificada de la página 144 al segundo párrafo de la página 145 del





Fundamento legal LFTAIPG, Art. 13 fracción II, Art. 14 fracciones I y II, Art. 18, fracción I y II.

Unidad Administrativa Gerencia de Comercio Exterior


2011 145

El número total de transacciones físicas al cierre de diciembre de 2011

ascendió a 13,864 mientras que en el año anterior, se registraron 10,744

transacciones.

Los principales proveedores durante este periodo fueron Conoco, EDF, Total

Gas & Power North America, Citi, KM Tejas, Macquarie Energy y Twin Eagle

que en su conjunto representaron el 80% de los volúmenes adquiridos. Por su

parte, los principales clientes en orden de importancia son: Onyx, Chevron.

Union Power, E-T Global Energy y Total Gas & Power North America.

c) MGI Trading



Clasificación Reservada 12 años.



Fundamento legal LFTAIPG, Art. 13,Frac. II, Art. 14 Frac. I y II, Art. 18 Frac. I.

Unidad Administrativa Gerencia de Comercialización de Gas Licuado y Petroquímicos Básicos


2011 147

d) MGI Enterprises. Ltd

Información clasificada 147 del Informe de Autoevaluación 2011.




Fundamento legal LFTAIPG, Art. 13, Frac. II, Art. 14 Frac. I y II, Art. 18 Frac. I y II.

Unidad Administrativa Gerencia de Comercio Exterior.


2011 148

e) Pasco Terminals Inc. (Pasco Tampa)






Fundamento legal LFTAIPG, Art. 13,Frac. II, Art. 14 Frac. I y II, Art. 18 Frac. I.



2011 150

f) Panamerican Sulphur Company, LTD (PASCO, U.K.)





Fundamento legal LFTAIPG, Art. 13, Frac. II, Art. 14 Frac. I y II, Art. 18 Frac. I.



2011 151

g) Terrenos para Industrias, TISA (Unidad Minera de Texistepec, UMIT)

Información clasificada de la página 151 al primer párrafo de la página 154 del





Fundamento legal LFTAIPG, Artículo 13, Frac. II y IV, Artículo 14 Frac. I y II, Art. 18 Frac. I.

Unidad Administrativa Unidad de Soporte de la Subdirección de Gas Licuado y Petroquímicos Básicos


2011 154

coordinación con Petróleos Mexicanos incluyó una visita al proyecto en la gira

del Presidente de la República en la zona del sur de Veracruz. Dicha visita se

efectuó el 14 de junio de 2011 como parte integrante del programa de eventos

que Petróleos Mexicanos realizó para conmemorar el día mundial del medio

ambiente.

h) CH4 Energía





Fundamento legal LFTAIPG, Art. 13 Fracción II, Art. 14 Fracciones I y II, Art.18 Fracción I y II

Unidad Administrativa Gerencia de Ventas Nacionales


2011 155

11. Asuntos relevantes de la gestión

Durante 2011, Pemex Gas obtuvo resultados satisfactorios, los cuales fueron

posibles gracias a un sólido modelo de negocios, a objetivos estratégicos bien

definidos, a una ejecución disciplinada de la estrategia, un capital humano

capaz, que ha demostrado un notable compromiso con el Organismo. Logros

destacados:

Se mantuvo el abastecimiento oportuno y confiable de los productos

comercializados, en un mercado nacional en el que destacó el crecimiento del

consumo de gas natural, para ello ante la reducción del gas directo de campos

fue necesario incrementar la importación de gas natural.

Se obtuvieron resultados financieros positivos a pesar del impacto negativo

que tuvo el decreto de precios de gas LP en los ingresos del Organismo y del

incremento en el costo por mayores importaciones de gas natural.

Se mantuvo por tercer año consecutivo el índice de frecuencia de accidentes

por debajo de la referencia internacional de 0.45 establecida por la

International Association of Oil & Gas Producers, durante 2011 este índice

de frecuencia en Pemex Gas fue de 0.17.

Se cumplió con la normatividad ambiental, ya que las emisiones de las plantas

recuperadoras de azufre de los CPG se ubicaron, en promedio mensual, en

29 kilogramos de bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado, cifra

inferior a la registrada en 2010 (31 kg/t). Destacan los resultados obtenidos

en las plantas recuperadoras de azufre de Cactus y Ciudad Pemex, en los que

las acciones realizadas permitieron reducir las emisiones de SO2 de manera

importante, en Cactus 32 a 24 kilogramos de bióxido de azufre por tonelada


2011 156

de azufre procesado entre 2010 y 2011 y en Ciudad Pemex pasó de 34 a 30

kilogramos de bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado para el

mismo periodo.

El Organismo continúa desarrollando iniciativas de inversión para disponer

de la infraestructura de proceso que le permita hacer frente a la oferta de

hidrocarburos de PEP, fortalecer la flexibilidad operativa al sistema de

transporte de gas natural y de gas licuado, así como aprovechar el potencial

de cogeneración eléctrica.


2011 157

Anexos

Anexo 1. Información estadística de seguridad industrial y protección

ambiental.

Anexo 2. Información estadística de proceso y producción.

Anexo 3. Información estadística de comercialización.

Anexo 4. Análisis comparativo respecto a las estrategias incorporadas en

informes anteriores.

Anexo 5. Información detallada del gasto de cada programa presupuestario y el

avance de las metas de los indicadores que conforman la Matriz de

Indicadores para Resultados (MIR).

5.I Evolución del gasto programable enero a diciembre del 2011.

5.II Avance del gasto público por clave de la institución.

5.III Indicadores de desempeño por programa presupuestario.

5.IV Avance del Gasto por Programa Presupuestario (Pp) y

Cumplimiento de Metas de los Indicadores de Desempeño que

conforman su Matriz de Indicadores para Resultados (MIR).


2011 158

Anexo 1. Información estadística de seguridad industrial y protección ambiental

Estadística de accidentes incapacitantes en Centros Procesadores de Gas, enero- diciembre 2011

Centros Procesadores de Gas Núm. de plazas a

Núm. de trabajadores b

Horas hombre laboradas

Accidentes Días perdidos c

2011

Índice de Frecuencia d

Índice de Gravedad d Incapacidad

temporal Fatales

Total 8,575 10,082 20,724,500 3 0 104 0.14 5.02

Nuevo Pemex 1,836 2,030 4,294,492 1 0 47 0.23 10.94

Cactus 1,684 2,013 4,204,743 0 0 0 0.00 0.00

Ciudad Pemex 1,267 1,583 3,102,192 1 0 39 0.32 12.57

Área Coatzacoalcos 1,192 1,450 2,932,348 1 0 18 0.34 6.14

Reynosa 985 1,093 2,252,806 0 0 0 0.00 0.00

Poza Rica 781 929 1,933,183 0 0 0 0.00 0.00

La Venta 480 598 1,214,340 0 0 0 0.00 0.00

Matapionche 247 286 597,283 0 0 0 0.00 0.00

Arenque 103 100 193,113 0 0 0 0.00 0.00

a. Número de plazas en la estructura del Centro de Trabajo. b. Trabajadores que estuvieron expuestos al riesgo, durante el último mes del periodo. c. Días calendario perdidos, más indemnizados. d. (1’000,000): 106 = 500 trabajadores de tiempo completo, laborando durante 50 semanas al año, 40 horas a la semana.


2011 159

Estadística de accidentes incapacitantes en Superintendencias de Ductos, enero-diciembre 2011

Sectores de Ductos Núm. de plazas a

Núm. de trabajadores b

Horas- hombre laboradas


del periodo

Índice de Frecuencia d

Índice de Gravedad d Incapacidad

temporal Fatales

Total 2,060 2,476 5,101,800 0 2 360 0.53 94.55

Minatitlán 201 229 485,824 0 2 360 4.12 741.01

Monterrey 183 238 483,441 0 0 0 0.00 0.00

Cárdenas 159 197 414,917 0 0 0 0.00 0.00

Veracruz 183 181 389,778 0 0 0 0.00 0.00

Mendoza 157 177 384,565 0 0 0 0.00 0.00

Salamanca 159 172 368,435 0 0 0 0.00 0.00

Tlaxcala 153 188 374,988 0 0 0 0.00 0.00

Reynosa 128 182 361,330 0 0 0 0.00 0.00

Vta. De Carpio 149 166 343,094 0 0 0 0.00 0.00

Chihuahua 126 144 295,047 0 0 0 0.00 0.00

Madero 114 150 301,412 0 0 0 0.00 0.00

Torreón 94 130 245,837 0 0 0 0.00 0.00

Nuevo Pemex 78 103 193,775 0 0 0 0.00 0.00

Guadalajara 77 93 189,871 0 0 0 0.00 0.00

(UAT Centro) 29 34 84,820 0 0 0 0.00 0.00

San Fernando 38 49 104,014 0 0 0 0.00 0.00

(UAT Norte) 28 39 71,503 0 0 0 0.00 0.00

(UAT Zona Sur 4 4 9,149 0 0 0 0.00 0.00

a. Número de plazas en la estructura del Centro de Trabajo. b. Trabajadores que estuvieron expuestos al riesgo, durante el último mes del periodo. c. Días calendario perdidos, más indemnizados. d. (1’000,000): 106 = 500 trabajadores de tiempo completo laborando 50 semanas al año x 40 horas a la semana.


2011 160

Estadística de accidentes incapacitantes en Terminales de Distribución de Gas Licuado, enero-diciembre 2011

Terminales de Distribución de Gas

Licuado

Núm. de

plazas a

Núm. de

trabajadores b

Horas

Hombre

laboradas


del periodo

Índice de

Frecuencia d

Índice de

Gravedad d Incapacidad

temporal Fatales

Total 479 577 1,198,381 0 0 0 0.00 0.00

Topolobampo 55 62 130,685 0 0 0 0.00 0.00

Juárez 34 51 106,568 0 0 0 0.00 0.00

Tula 39 50 102,161 0 0 0 0.00 0.00

Puebla 40 44 97,583 0 0 0 0.00 0.00

Zapopan 41 51 101,486 0 0 0 0.00 0.00

Tepeji del Río 37 44 93,787 0 0 0 0.00 0.00

Cactus 36 42 87,611 0 0 0 0.00 0.00

Monterrey 35 41 80,351 0 0 0 0.00 0.00

Abasolo 31 39 79,515 0 0 0 0.00 0.00

Terr. Salina Cruz 28 30 67,715 0 0 0 0.00 0.00

Rosarito 30 38 70,028 0 0 0 0.00 0.00

Ixhuatepec 23 28 59,184 0 0 0 0.00 0.00

Poza Rica 23 26 57,613 0 0 0 0.00 0.00

Rep. Com./P.Neg. 22 24 50,591 0 0 0 0.00 0.00

Matapionche 5 7 13,503 0 0 0 0.00 0.00

a. Número de plazas en la estructura del Centro de Trabajo. b. Trabajadores que estuvieron expuestos al riesgo, durante el último mes del periodo. c. Días calendario perdidos, más indemnizados. d. (1’000,000): 106 = 500 trabajadores de tiempo completo laborando 50 semanas al año x 40 horas a la semana.


2011 161

Emisión de SO2 a la atmósfera, enero-diciembre 2010-2011

Unidades 2010 2011 POA POT

Cactus Kg SO2/t S procesado 32.0 24.0 <50 <50

Nuevo Pemex Kg SO2/t S procesado 17.7 26.0 <50 <50

Cd. Pemex Kg SO2/t S procesado 34.0 30.3 <50 <50

Matapionche Kg SO2/t S procesado 202.0 182.0 <100 <100

Poza Rica Kg SO2/t S procesado 63.7 74.0 <100 <100

Arenque Kg SO2/t S procesado 78.7 60.0 <100 <100

Coatzacoalcos Kg SO2/t S procesado ----- ----- <100 <100


2011 162

Anexo 2. Información estadística de proceso y producción

Producción en Pemex Gas, enero-diciembre 2010-2011

Concepto 2010 2011 POA POT

Gas seco(MMpcd) 3,618.2 3,691.6 3,684.7 3,463.7

Cactus 761.6 815.7 734.8 702.3

Ciudad Pemex 756.8 715.0 717.3 661.9

La Venta 123.9 127.3 122.9 170.7

Matapionche 44.5 41.2 35.7 34.9

Nuevo Pemex 943.6 949.3 1,010.6 969.7

Poza Rica 87.6 119.5 113.2 134.7

Reynosa ----- ----- ----- -----

Burgos 876.6 896.5 926.6 767.3

Arenque 23.6 27.1 23.8 22.3

Pajaritos ----- ----- ----- -----

Gas licuado (Mbd) 184.2 185.4 186.2 179.9

Cactus 32.7 31.7 31.4 27.0

La Cangrejera 39.6 45.0 40.2 41.0

Matapionche 1.1 1.0 1.1 0.8

Morelos 47.6 38.9 44.9 38.7

Nuevo Pemex 39.8 44.2 42.8 47.4

Poza Rica 3.4 4.7 4.7 5.5

Reynosa ----- ----- ----- -----

Burgos 19.9 19.8 21.2 19.4

Gasolina natural (Mbd) 78.7 81.7 80.4 77.6

Cactus 14.7 14.2 14.6 13.2

Cangrejera 11.2 11.9 12.6 12.7


Morelos 12.5 10.2 12.0 10.5

Nuevo Pemex 19.9 23.8 17.9 21.5

Poza Rica 1.1 1.5 1.2 1.4

Reynosa ----- ----- ----- -----

Burgos 18.8 19.6 21.6 17.9


2011 163

Producción en Pemex Gas, enero-diciembre 2010-2011 (continuación)


Etano (Mbd) 119.5 120.6 126.5 123.9

Cactus 21.4 19.6 14.4 13.8

Nuevo Pemex 16.2 18.5 20.3 21.5

Pajaritos 10.2 9.4 13.2 13.8

La Cangrejera 31.2 35.9 35.2 38.2

Morelos 36.0 31.8 36.2 29.8

Reynosa ----- ----- ----- -----

Poza Rica 4.5 5.5 7.4 6.7

Azufre(Mt) 670.0 636.1 727.8 661.9

Cactus 236.8 229.9 258.6 250.3

Cd. Pemex 242.3 218.3 258.0 209.0


Nuevo Pemex 174.9 172.6 193.2 184.4

Poza Rica 7.6 7.2 10.1 11.1

Arenque 3.0 3.1 2.9 2.8

La Cangrejera ----- ----- ----- -----


2011 164

Procesamiento, enero-diciembre 2010-2011


1. Gas húmedo amargo (MMpcd) 3,421.8 3,445.4 3,486.1 3,355.5

Cactus 1,674.3 1,695.7 1,648.4 1,629.2

Nuevo Pemex 678.0 677.3 744.7 717.8

Ciudad Pemex 888.0 853.9 889.4 785.4

Poza Rica 106.2 143.9 138.4 160.9

Matapionche 48.9 44.6 38.9 37.6

Arenque 26.4 29.9 26.3 24.7

2. Recuperación de líquidos (MMpcd) 4,303.9 4,347.3 4,400.3 4,152.7

Cactus (modular y alta recuperación) 988.5 1,039.0 938.8 897.3

Nuevo Pemex (criogénica) 1,207.9 1,204.0 1,315.1 1,261.9

Cd. Pemex (criogénica) 873.4 808.2 841.1 773.6

La Venta (criogénica) 145.6 153.8 143.9 201.5

Matapionche (criogénica modular) 47.8 43.6 37.8 36.6

Arenque (criogénica) 25.7 28.4 25.8 24.2

Poza Rica (criogénica) 102.2 138.8 133.4 155.3

Burgos (criogénica) 912.8 931.4 964.5 802.3

3. Reprocesos 154.0 135.7 160.9 172.6

Pajaritos (criogénica) 154.0 135.7 160.9 172.6

4. Fraccionamiento de líquidos (Mbd) 345.9 351.6 353.1 343.6

Cactus 68.8 65.5 60.4 54.1

Nuevo Pemex 75.9 86.4 80.9 90.4

Poza Rica 9.0 11.7 13.3 13.6

Morelos 96.1 80.9 93.0 79.0

Reynosa ----- ----- ----- -----

Burgos 14.1 14.3 17.5 14.5

La Cangrejera 82.1 92.8 87.9 91.9


2011 165

Anexo 3. Información estadística de comercialización

Volumen de ventas internas, enero-diciembre 2010-2011


1.- Gas Natural (MMpcd) 1 3,254.9 3,385.1 3,219.8 3,210.5

Eléctrico 1,763.1 1,884.3 1,880.4 1,820.1

Industrial y distribuidoras2 1,290.4 1,327.7 1,283.9 1,329.4

Comercializadores 201.4 173.1 55.5 61.0

2.- Gas licuado (Mbd)3 287.9 284.8 287.4 287.4

Doméstico 287.9 284.8 287.4 287.4

3.- Petroquímicos Básicos (Mt) 1,078.1 1,164.9 1,874.4 1,583.2

Butanos 19.7 20.6 18.0 21.0

Heptano 4.9 7.1 7.1 7.1

Hexano 23.0 29.3 33.6 29.2

Materia prima para Negro Humo 419.1 429.6 1,014.9 589.4

Mezcla de pentanos 15.0 19.1 12.9 19.9

Propano 8.6 8.7 7.9 8.8

Azufre 582.1 647.8 780.0 907.9

Pet. Incoloro

Solv. de absorción

Solvente L 5.7 2.7 0.0 0.0

1. Volúmenes medidos.

2. Incluye empresas generadoras de electricidad.

3. Volúmenes calculados con densidad real para 2010 y 2011, los programas utilizan 0.5245 gr/cm3.


2011 166

Volumen de ventas a subsidiarias, enero-diciembre 2010-2011


1.- A Exploración y Producción

Gas seco (MMpcd) 1,287.8 1,242.3 1,298.2 1,243.7

Gasolina al crudo (Mbd) 1.4 1.2 0.8 0.9

Propano (Mb) 0.4

2.- A Refinación, (Mbd.)

Gas seco (MMpcd) 337.8 332.9 405.7 387.4

Gasolinas Naturales 1.1 1.4 1.2 9.0

Mezcla de Butanos 11.2 13.1 20.3 18.4

Otros 1.4 1.5 1.3 1.3

3.- A Petroquímica, (Mbd).

Etano 73.6 73.2 81.2 81.4

Gas seco (MMpcd) 319.9 320.0 328.7 332.4

Gasolinas Naturales 9.4 4.6 13.0 10.7

Propano (Mb) 3.8 4.2

Otros (Mb) 4.8 1.8

4.- A Corporativo

Gas seco (MMpcd) 0.5 0.5 0.5 0.5


2011 167

Volumen de comercio exterior, enero-diciembre 2010-2011


1.- Exportaciones

Gas seco (MMpcd) 19.3 1.3 0.0 0.0

Gas licuado (Mbd) 0.1 1.5 0.4 0.4

Gasolinas (Mbd) 67.7 75.2 67.8 59.9

Azufre (Mt) 414.5 297.2 457.6 179.0

Aceite pesado (Mt)

2.- Importaciones

Gas seco (MMpcd) 535.8 790.8 502.7 786.3

Gas seco otros puntos de internación 346.9 442.6 275.9 269.0

Gas seco por Reynosa 188.9 348.2 226.8 517.3

Gas licuado (Mbd) 1 79.0 82.4 79.2 83.8

Hexano (Mt)

1. Incluye butanos y propano.


2011 168

Anexo 4. Análisis comparativo de estrategias de Pemex Gas

Estrategias reportadas en el Informe anterior Estado actual

1. Incremento de la capacidad de proceso para la oferta de gas húmedo del proyecto Aceite Terciario del Golfo.

Se mantienen sin cambio. 2. Incremento de la capacidad de proceso para la oferta de gas en el norte del país.

3. Estrategia CRM.

4. Eficiencia operativa y energética en CPG.

Están contenidas dentro de la estrategia: Implantar un programa para alcanzar la

excelencia operativa en Pemex Gas.

5. Modernización de sistemas de medición y control.

6. Optimización del mantenimiento en producción.

7. Cogeneración en el CPG Nuevo Pemex.

8. Etileno XXI Cambia de nombre a “Asegurar el suministro de etano para el proyecto de Etileno

XXI mediante la construcción de infraestructura de proceso”.

9. Incremento de la capacidad del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG). Cambia de nombre a “Incrementar la capacidad y flexibilidad del Sistema Nacional

de Transporte de gas natural”.

10. Flexibilidad en el transporte y distribución de gas LP. Cambia de nombre a “Optimizar la logística y la capacidad de respaldo en la

distribución de gas LP” y se incorpora el proyecto Poza Rica-Altiplano.

11. Fraccionamiento de isobutano. En el informe anterior se informó que se suspendía temporalmente.

12. Implantar los Programas Gubernamentales en materia de mejora de la gestión y de rendición de cuentas,

transparencia y combate a la corrupción. Los avances se detallan en el capítulo nueve de este informe.

13. Diversificación del portafolio comercial de importación y exportación. Por ser operativa no se consideró dentro del Plan Pemex.

14. Manejo integral de azufre. En proceso de redefinición al interior del Organismo.

15. Mantenimiento integral de ductos.

Estrategias transversales administradas por diversas áreas corporativas.

16. Gestión de tecnología.

17. Control presupuestal.

18. Suministro eficiente.

19. Riesgo crediticio.

20. Implantación del Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (SAST).

21. Programa Pemex Gas Verde/Sistema Pemex-SSPA.


2011 169

Anexo 5. Información detallada del gasto de cada programa presupuestario y el avance de las metas de

los indicadores que conforman la Matriz de Indicadores para Resultados (MIR)


2011 170

Anexo 5.I

Clave de la institución: T4N Nombre de la institución: PEMEX-GAS Y Petroquímica Básica

Evolución del gasto programable enero a diciembre del 2011

(millones de pesos con un decimal)

Fuente de información: Sistema Integral de Información de los Ingresos y Gasto Público (SII@WEB). Notas: Presupuesto modificado: Adecuado 6A.

Comprende los programas 226 B001 y 228 E011.

Criterios de asignación de color de los semáforos. Menor gasto Mayor gasto

VARIACIÓN AVANCE EN %

CONTRA

ORIGINAL MODIFICADO PROGRAMADO EJERCIDO ABSOLUTA RELATIVA MENOR MAYOR MODIFICADO

( 1 ) ( 2 ) ( 3 ) ( 4 ) (5) = (4) - (3) (6) = (5) / (3) GASTO GASTO (7) = (4) / (2)

I.- GASTO DIRECTO 7,778.6 8,543.3 8,543.3 8,482.7 -60.6 -0.7 -0.7 99.3

GASTO CORRIENTE 7,778.6 8,543.3 8,543.3 8,482.7 -60.6 -0.7 -0.7 99.3

SERVICIOS PERSONALES 4,948.8 5,262.3 5,262.3 5,246.1 -16.2 -0.3 -0.3 99.7

MATERIALES Y SUMINISTROS 626.3 448.0 448.0 443.5 -4.5 -1.0 -1.0 99.0

SERVICIOS GENERALES 2,202.8 2,832.5 2,832.5 2,792.6 -39.9 -1.4 -1.4 98.6

OTRAS EROGACIONES 0.7 0.5 0.5 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 100.0

GASTO DE CAPITAL 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

INVERSIÓN FÍSICA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

BIENES MUEBLES E INMUEBLES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

OBRAS PÚBLICAS 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

OTRAS EROGACIONES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

INVERSIÓN FINANCIERA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

II.- SUBSIDIOS Y TRANSFERENCIAS 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

III.- SUBTOTAL DEL GASTO 7,778.6 8,543.3 8,543.3 8,482.7 -60.6 -0.7 -0.7 99.3

IV.-GASTO FEDERALIZADO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CORRIENTE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

GASTO DE CAPITAL 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

V.- TOTAL DEL GASTO 7,778.6 8,543.3 8,543.3 8,482.7 -60.6 -0.7 -0.7 99.3

C O N C E P T O

PRESUPUESTO ANUALACUMULADO AL MES DE

____________SEMÁFORO

EJERCIDO/PROGRAMADO

Preventivo Mayor al 5% y hasta el 10%

Mayor al 10%Correctivo

Menor al 5% Razonable





2011 171

Anexo 5.II

Avance del gasto público por clave de la institución: T4N Nombre de la institución: PEMEX-GAS Y Petroquímica Básica

programa presupuestario

Periodo a evaluar de enero a diciembre de 2011 (millones de pesos con un decimal)

Fuente de información: Sistema Integral de Información de los Ingresos y Gasto Público (SII@WEB).

AI = Actividad Institucional PP* = Programa Presupuestario, de acuerdo con el Análisis Funcional Programático Económico del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio

Fiscal 2011.

1/ No incluye Operaciones Ajenas Netas, y corresponde al presupuesto modificado autorizado al periodo que se esté reportando.

TPP** = Total Programa Presupuestario

Criterios de asignación de color de los semáforos

Menor gasto Mayor gasto

VARIACIÓN SEMÁFORO

226 B001Producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos6,878.7 6,878.7 6,818.7 0.0 0.0 6,878.7 6,818.7 -60.0 -0.9% -0.9% -0.9%

228 E011Comercialización de petróleo crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos y mantenimiento de instalaciones1,664.6 1,664.6 1,664.0 0.0 0.0 1,664.6 1,664.0 -0.6 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

T O T A L 8,543.3 8,543.3 8,482.7 0.0 0.0 8,543.3 8,482.7 -60.6 -0.7% -0.7% -0.7%

0.0%

TOTAL PROGRAMAS PRESUPUESTARIOS "E"

(PRESTACION DE SERVICIOS PUBLICOS)1,664.6 1,664.6 1,664.0 0.0 0.0 1,664.6 1,664.0 -0.6 0.0% 0.0% 0.0%

% TPP** "E" vs TOTAL 19.5 19.5 19.6 0.0 0.0 19.5 19.6 0.1 0.7% 0.7% 0.7%

EJERCIDOPROGRAMADO

PRESUPUESTO

ANUAL MODIFICADO 1/

AI MENOR

GASTO

MAYOR

GASTOEJERCIDO

GASTO DE CAPITAL GASTO CORRIENTE GASTO TOTAL

PROGRAMADO

APERTURA PROGRAMÁTICA

( DENOMINACIÓN DE LOS PROGRAMAS ) RELATIVA ABSOLUTA EJERCIDOPROGRAMADOPP*








2011 172

Anexo 5.III


Indicadores de desempeño por programa presupuestario

PROGRAMA PRESUPUESTARIO (Pp) Y

CLAVE 1/

INDICADOR UNIDAD DE

MEDIDA

META

SEMÁFORO FRECUENCIA

DE MEDICIÓN

DE ENERO A DICIEMBRE 2011 PORCENTAJE DE AVANCE TIPO NOMBRE

PLANEADA REALIZADA

B001 Estratégico Recuperación de licuables Bls/MMpc Trimestral 76.8% 76.8% 100.0%

100.0%

Pp CON INDICADORES SELECCIONADOS EN EL PEF

B001 Estratégico Porcentaje de la demanda

nacional de gas seco cubierta con producción nacional.

% Semestral 91.0% 86.4% 94.9%

94.9%

B001 Estratégico

Porcentaje de la demanda nacional de gas licuado cubierta con producción

nacional.

% Semestral 73.3% 72.5% 98.9%

98.9%

B001 Gestión Capacidad Criogénica utilizada % Trimestral 79.2% 78% 98.5% 98.5%

FUENTE DE INFORMACION: Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público "PASH" (Módulo PbR-Evaluación del Desempeño).

1/ Anotar denominación del Programa Presupuestario y su Clave correspondiente al que pertenece cada indicador, sean "Seleccionados en el PEF" o no "Seleccionados en el PEF"

2/ En el caso específico de los Pp que no tienen Indicadores Seleccionados en el PEF, se deberán incorporar preferentemente los indicadores de los Pp que están vinculados con los objetivos

estratégicos de la institución.

NOTA: En los casos de aquellos indicadores que sus metas sean descendentes (Ejemplo: Pérdidas de energía eléctrica), sus resultados cuando sean favorables no deberán ser mayores a los

programados. En este caso, se deberá ajustar la fórmula correspondiente de ese indicador para que refleje el resultado real alcanzado.


Preventivo Cumplimiento del 90% al 99%

Razonable Cumplimiento Igual o mayor al 100%

Correctivo Cumplimiento Inferior al 90%


2011 173

Anexo 5.III


Indicadores de desempeño por programa presupuestario

FUENTE DE INFORMACION: Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público "PASH" (Módulo PbR-Evaluación del Desempeño). 1/ Anotar denominación del Programa Presupuestario y su Clave correspondiente al que pertenece cada indicador, sean "Seleccionados en el PEF" o no "Seleccionados en el PEF" 2/ En el caso específico de los Pp que no tienen Indicadores Seleccionados en el PEF, se deberán incorporar preferentemente los indicadores de los Pp que están vinculados con los objetivos

estratégicos de la institución.


programados. En este caso, se deberá ajustar la fór mula correspondiente de ese indicador para que refleje el resultado real alcanzado.


PLANEADA REALIZADA

E011 EstratégicoCumplimiento de los programas

de ventas (gas licuado)

Mide el cumplimiento de la

entrega en forma oportuna y

conforme a la cantidad convenida.

% Semestral 100.0% 98.2% 98.2%

98.2%

Pp CON INDICADORES

SELECCIONADOS EN EL

E011 EstratégicoIndice de Satisfacción del cliente

(gas licuado)

Mide la percepción de satisfacción

del cliente( gas licuado)% Anual 82.2% 82% 99.8%

99.8%

E011 EstratégicoIndice de Satisfacción al cliente

(Gas Natural)


del cliente( gas natural)% Anual 82.2% 78% 94.9%

94.9%

E011 EstratégicoCumplimiento de los programas

de entrega ( Gas Natural)


entrega en forma oportuna y

conforme a la cantidad convenida.

% Semestral 100.0% 100.5% 100.5%

100.5%

E011 EstratégicoEntregas realizadas de acuerdo a la

especificación (gas licuado)


entrega de acuerdo a la

especificación del producto.

% Semestral 100.0% 100.0% 100.0%

100.0%

E011 GestiónBalance nacional de gas licuado.

Oferta demanda

Mide la disponibilidad del

producto para su entrega.% Trimestral 100.0% 100.4% 100.4%

100.4%

E011 GestiónBalance nacional de gas natural.

Oferta demanda

Mide la disponibilidad del

producto para su entrega.% Trimestral 100.0% 100.5% 100.5%

100.5%

E011 Gestión% de atención de los reclamos

clientes de gas natural

Mide el número de reclamos

atendidos respecto a los recibidos % Trimestral 83.0% 75% 90.4%

90.4%

PROGRAMA PRESUPUESTARIO

(Pp) Y CLAVE

1/

INDICADOR

UNIDAD DE

MEDIDA

META

SEMÁFORO

DEFINICIÓNFRECUENCIA DE

MEDICIÓN

PORCENTAJE

DE AVANCETIPO NOMBRE

DE ENERO A DICIEMBRE 2011


Razonable Cumplimiento Igual o mayor al 100%

Correctivo Cumplimiento Inferior al 90%


2011 174

Anexo 5.IV


Avance del Gasto por Programa Presupuestario (Pp) y Cumplimiento de Metas de los Indicadores de Desempeño

que conforman su Matriz de Indicadores para Resultados (MIR)

Programa Presupuestario Seleccionado 1/: (millones de pesos con n decimal)

Matriz de Indicadores para Resultados (MIR)

FUENTES DE INFORMACIÓN: Sistema Integral de Información de los Ingresos y Gasto Público (SII@WEB) y Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público "PASH"

(Módulo PbR-Evaluación del Desempeño)

AI = Actividad Institucional

PP = Programa Presupuestario, de acuerdo con el Análisis Funcional Programático Económico del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2011.

1/ Los Pp a seleccionar con su correspondiente MIR, será tomando como base los de mayor peso presupuestal y/o que más contribuyan al cumplimiento de los objetivos estratégicos de la Institución,

y principalmente aquellos que estén obligados a tener MIR registrada en el PASH.


programados. En este caso, se deberá ajustar la fórmula correspondiente de ese indicador para que refleje el resultado real alcanzado.

PRESUPUESTO

PROGRAMADO

PRESUPUESTO

EJERCIDO ABS. REL.MENOR GASTO MAYOR GASTO

226 B001Producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos.7,320.5 6,878.7 6,878.7 6,818.7 -60.0 -0.9 -0.9 -0.9

228 E011Comercialización de petróleo crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos.2,230.3 1,664.6 1,664.6 1,664.0 -0.6 0.0 0.0 0.0

SEMÁFOROVARIACIÓN

AI CLAVE Pp DENOMINACIÓN DEL PROGRAMA

DE ENERO A DICIEMBRE 2011

EJERCIDO 2010

PRESUPUESTO

ANUAL 2011

MODIFICADO

PLANEADA REALIZADA

3.-Componente

(Productos y servicios)

EstratégicoRecuperación de licuables

Licuables recuperados en procesos

criogénicos

Bls/MMpc Trimestral76.8% 76.8% 76.8% 0.000 100.0

2.-Proposito(Resultados) Estratégico

Porcentaje de la demanda nacional

de gas seco cubierta con

producción nacional.

Ventas nacionales de gas seco

cubiertas con producción nacional% Semestral 91.0% 91.0% 86.4% -0.046 94.9

2.-Proposito(Resultados) Estratégico

Porcentaje de la demanda nacional

de gas licuado cubierta con

producción nacional.

Ventas nacionales de gas licuado

cubiertas con producción nacional% Semestral 73.3% 73.3% 72.5% -0.008 98.9

4.-Actividad8 Acciones y

Proceso)Gestión Capacidad Criogénica utilizada

Porciento de capacidad Criogénica

utilizada% Trimestral 79.2% 79.2% 78.0% -0.012 98.5

2.-Proposito(Resultados) EstratégicoIndice de Satisfacción del cliente

(gas licuado)


del cliente ( gas licuado).% Anual 82.2% 82.2% 82.0% -0.002 99.8

2.-Proposito(Resultados) EstratégicoIndice de Satisfacción al cliente

(Gas Natural)


del cliente.% Anual 82.2% 82.2% 78.0% -0.042 94.9

3.-Componente

(Productos y servicios)Estratégico

Cumplimiento de los programas de

ventas (gas licuado)

Mide el cumplimiento de la entrega

en forma oportuna y conforme a la

cantidad convenida.

% Semestral 100% 100% 98.2% -0.018 98.2

3.-Componente


Cumplimiento de los programas de

entrega ( Gas Natural)

Mide el cumplimiento de la entrega

en forma oportuna y conforme a la

cantidad convenida.

% Semestral 100% 100% 100.5% 0.005 100.5

3.-Componente


Entregas realizadas de acuerdo a

la especificación (gas licuado)

Mide el cumplimiento de las entregas

de acuerdo a la especificación del

producto.

% Semestral 100% 100% 100% 0.000 100.0

4.-Actividad ( Acciones y

Proceso)Gestión

Balance nacional de gas licuado.

Oferta demanda

Mide la disponibilidad del producto

para su entrega.% Trimestral 100% 100% 100.4% 0.004 100.4

4.-Actividad (Acciones y

Proceso)Gestión

Balance nacional de gas natural.

Oferta demanda

Mide la disponibilidad del producto

para su entrega.% Trimestral 100% 100% 100.5% 0.005 100.5

4.-Actividad ( Acciones y

Proceso)Gestión

% de atención de los reclamos

clientes de gas natural

Mide el número de reclamos

atendidos respecto a los recibidos % Trimestral 83% 83% 75% -0.080 90.4

UNIDAD DE

MEDIDA

INDICADORES DE DESEMPEÑO

SEMÁFORODEFINICIÓNNIVEL DE OBJETIVO TIPO

ENERO - DICIEMBRE 2011

DIFERENCIA

ABSOLUTA

META

FRECUENCIA DE

MEDICIÓN

ENERO-DICIEMBRE

VALOR DE LA

LINEA BASENOMBRE

Criterios de asignación de color de los

semáforos del avance financiero del Pp.

Menor Gasto

Correctivo Mayor al 10%


Razonable Menor al 5%

Mayor Gasto

Correctivo Mayor al 10%


Razonable Menor al 5%


del avance de las metas de los indicadores.

Correctivo Cumplimiento inferior al 90%


Razonable Cumplimiento igual o mayor al 100%

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