Por fallas, Pemex cobra de menos
Carga buquetanques con más petróleo por error en medidores La CFE reporta pérdidas por 60 mil millones de pesos en 2018
Pemex detectó fallas en sus sistemas de medición que se usan para registrar los volúmenes de petróleo que se depositan en buquetanques y que fueron aprovechadas por sus trabajadores para cargar más producto de lo facturado.
Información a la que tuvo acceso EL UNIVERSAL muestra que desde 2015 se detectó una elevada incertidumbre en los sistemas de monitoreo, control y medición que son utilizados para llevar el balance de los hidrocarburos que se exportan.
La norma indica que el valor de la incertidumbre en todos los pasos de medición debe ser más o menos 0.25% del volumen que se despacha, es decir, si se exporta un millón de barriles, sólo debe haber 2 mil 500 fuera del control.
De los 60 sistemas de medición para el despacho de crudo 40 incumplen la regulación.
Por otra parte, la CFE informó que perdió casi 60 mil millones de pesos el año pasado, de los cuales, 25 mil 700 millones fueron por robo de luz mediante diablitos y colgado de cables en postes.
Fallas en los sistemas de medición que se utilizan para registrar los volúmenes de petróleo y condensados que se sacan de pozos en regiones marinas y se entregan para su exportación, pueden estar siendo aprovechadas por funcionarios de Pemex para que buquetanques carguen más de lo que facturan.
Desde 2015 se detectó una elevada incertidumbre en estos sistemas de monitoreo, control y medición que utiliza Pemex Exploración y Producción (PEP) para llevar el balance real o lo más cercano posible entre los volúmenes de hidrocarburos que salen a boca de pozo y los que llegan a los puntos de despacho o ventas.
Este producto sale tanto para la exportación como para la entrega de los organismos subsidiarios, como Pemex Transformación Industrial, que los usa para convertirlos en bienes como gasolina.
Incluso, en ese momento se reconoció, de acuerdo con información a la que tuvo acceso EL UNIVERSAL, que se desconocía cuál era el porcentaje de “incertidumbres en seis de cada 10 equipos de medición” instalados hasta ese momento; es decir, la petrolera no tenía la información exacta entre lo que producía en altamar y finalmente lo que vendía o transfería a sus subsidiarias.
La norma internacional señala que el valor de la incertidumbre en los pasos de medición de transferencia interna de petróleo y derivados debe ser más o menos 0.25% del volumen que se despacha.
Esto significa, por ejemplo, que si se exportaba un millón de barriles diarios, sólo tendría que presentarse un volumen de petróleo crudo que quedó fuera de medición de aproximadamente 2 mil 500 barriles. Una cifra mayor indica que el proceso opera fuera de especificación y se requiere un pronto ajuste.
Fuera de los estándares
En ese año, de los 60 sistemas de medición para el despacho de crudo para la exportación, 40 equipos presentaban casos de incertidumbre que no cumplían con la regulación.
Una situación parecida se registraba en el caso del despacho de condensandos —que es el líquido formado cuando el vapor pasa de fase gas a fase líquida— y que también se colocan en los mercados internacionales, pues de los tres sistemas disponibles para ello “ninguno cumplía con los valores de incertidumbre mínimos”.
Esta casa editorial solicitó a Pemex información sobre este problema, pero no hubo respuesta.
La empresa, al igual que el resto de las firmas petroleras con yacimientos en mar adentro puede realizar operaciones de carga y descarga de petróleo en buquetanques a través de terminales de almacenamiento ubicadas cerca de las plataformas.
Una de las terminales de almacenamiento más grande que tiene la petrolera es el buquetanque Yúum K’ak’náab, conocido como El señor del mar, ubicado en la sonda de Campeche, con capacidad de 2.2 millones de barriles, el cual utiliza también sistemas de medición para sus operaciones comerciales.
Inversión detenida. Por ello, PEP decidió llevar a cabo un proyecto de inversión para subsanar el problema con la compra de equipos de medición con un desembolso de 2 mil 45 millones de pesos, para que a partir de 2017 tuvieran el control de esas variables.
Sin embargo, la administración pasada dejó inconcluso el proyecto por razones presupuestales y a la fecha, de acuerdo con la Unidad de Inversión de la Secretaría de Hacienda el proyecto tiene un avance de apenas 39.34%, por lo que el cumplimiento de una de las metas del Proyecto de Medición de Pemex Exploración y Producción de disponer de “información confiable aportada por los sistemas de medición para elaborar balances de hidrocarburos”, sigue representando un problema para la empresa.
Pemex habría advertido en el análisis costo-beneficio del proyecto, que uno de los principales riesgos que enfrentaba su ejecución era “la asignación de recursos e insuficiencias presupuestales para la atención a la medición”.