INVERSIÓN IMPULSADA EN LA INDUSTRIA PETROLERA, 2006-2007
1/

(Millones de pesos en flujo de efectivo)
2007
Variación % con relación a:
 Concepto  2006
Meta
programada
Observado
p/

Meta
programada
2006
2/

TOTAL (1+2-A-B)
3/
  150,132.5  157,567.7  169,171.0  7.4  8.4
1. PRESUPUESTARIA   21,586.9  56,235.6  38,296.2  -31.9  70.6
     Física  16,355.3  479.9  14,713.4  2,965.9  -13.5
        PEP  5,341.0  123.0  5,711.9  4,543.8  2.9
        PR  7,135.6  122.7  6,848.1  5,481.2  -7.7
        PGPB  2,287.8  193.6  1,230.6  535.6  -48.3
        PPQ  1,242.3  0.0  695.3  n.a.  -46.2
        Corporativo  348.6  40.6  227.4  460.1  -37.3
Amortización de PIDIREGAS (A)
4/
  5,231.7  55,755.8  23,582.8  -57.7  333.6
2. INVERSIÓN FUERA DE PRESUPUESTO  157,746.0  187,394.8  184,258.3  -1.7  12.3
   PIDIREGAS
5/
  130,002.6  154,870.8  151,693.3  -2.1  12.2
      PEP  121,695.3  137,244.7  141,001.0  2.7  11.4
      PR  7,826.6  15,313.6  8,795.4  -42.6  8.1
      PGPB  480.7  1,296.6  1,687.2  30.1  237.6
      PPQ  -  1,015.8  209.7  -79.4  n.a.
Fondo para la Inversión de PEMEX
6/
  27,743.5  32,524.0  32,565.0  0.1  12.9
     Física  3,774.7  2,217.1  2,764.3  24.7  -29.6
     Amortización de PIDIREGAS (B)  23,968.8  30,306.9  29,800.7  -1.7  19.6
1/
 No incluye inversiones financieras.
2/
 Variación en términos reales. Se calculó con el deflactor de 1.0397 del INPC.
3/
 La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de cifras.
4/
 La variación porcentual respecto al presupuesto original, se explica porque PEMEX cubrió parte de la inversión PIDIREGAS con recursos del Fondo de Ingresos Excedentes
Petroleros, abriendo espacios para mayor inversión física distinta de PIDIREGAS y mayor gasto en servicios de mantenimiento y conservación de la entidad.
5/
 Se refiere a la inversión financiada.
6/
 En 2005 se denominó Fondo de Aprovechamiento para Obras de Infraestructura (AOI), en 2006 el Fondo de Aprovechamiento sobre Recursos Excedentes (ARE), y en
2007 el Fondo de Ingresos Excedentes (FIEX). La meta programada considera el FIEX por  32,524 millones de pesos, cuya autorización fue posterior al Presupuesto de
Egresos de la Federación de 2007. El monto en 2007, se integra por 32,127.5 millones de pesos del FIEX, 154.1 millones del ARE, y 283.4 millones del AOI.
n.a. No aplicable.
p/
 Cifras preliminares (para PIDIREGAS y Fondo para la Inversión son estimados de cierre).
FUENTE: Secretaría de Energía. Petróleos Mexicanos. Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos  223
- En exploración y producción de petróleo crudo y
gas natural la inversión impulsada fue de 147,991.6
millones de pesos, primordialmente en los
proyectos integrales Ku-Maloob-Zaap, Cantarell,
Programa Estratégico de Gas, Burgos y Antonio J.
Bermúdez. La inversión en estos proyectos
representó  75.1% del monto del total ejercido en
esta actividad.
• Para almacenar y procesar crudo Maya de los
campos de Ku-Maloob-Zaap y realizar el mezclado
de crudos, se adquirió  un Sistema Flotante de
Producción  (FPSO), con capacidad de  separación
de  200 mil barriles diarios,  120 millones de pies
cúbicos diarios de compresión, y  2,200 miles de
barriles de almacenamiento. La unidad flotante
inició operaciones el 12 de junio, siendo la primera
de este tipo en el Golfo de México y la de mayor
capacidad de mezclado en el mundo.
• Ante la expectativa de una mayor producción de
gas húmedo dulce y condensado,  PEMEX ejerció
un presupuesto de inversión impulsada de
3,915.3 millones de pesos, 24.9% de los recursos
destinados a las actividades de exploración y
producción, para continuar el desarrollo de la
infraestructura para el proceso de gas natural,
gas licuado y petroquímicos básicos.
• En  2007 inició la construcción de las plantas
criogénicas modulares V y VI en el Complejo
Procesador de Gas Burgos, ubicado en la Estación
19 de Reynosa, con una capacidad de proceso de
200 millones de pies cúbicos diarios cada una.
Esto permitirá procesar, a finales de 2008 en ese
complejo, 1,200 millones de pies cúbicos diarios
de gas húmedo dulce proveniente de la Cuenca
de Burgos.
- La inversión impulsada en el Sistema Nacional de
Refinación (SNR) permitió incrementar el volumen
y la proporción de crudo pesado procesado en las
refinerías de Cadereyta, Tula, Salamanca y Madero,
y continuar la reconfiguración de la refinería de
Minatitlán, iniciada en 2004 y que se prevé concluir
en 2009. El monto ejercido en el área de refinación
fue de 15,921 millones de pesos.
• Al concluir los trabajos de reconfiguración en la
refinería de Minatitlán, ésta contará con una
capacidad de proceso de 285 mil barriles diarios
de petróleo crudo; aumentará la producción de
gasolinas en  59  mil  barriles  diarios  (20 mil
de Pemex Magna y 39 mil de Pemex Premium)
y de diesel y turbosina por un total de  36 mil
barriles diarios.
• Para cumplir con la norma NOM-086, relativa  a
la  calidad  de  combustibles, PEMEX  desarrolla
la infraestructura necesaria para satisfacer la
demanda de gasolina  y diesel de ultra bajo
azufre, que se ha cubierto en su mayoría con
importaciones. Asimismo,  con  el  propósito
de mejorar la operación y los procesos de
distribución, se diseñó la Estrategia Integral
de Logística de Suministro con base en
sistemas de suministro de menor costo: ductos
y transporte marítimo.
• Dadas las condiciones actuales, para asegurar el
abasto de gasolina al Valle de México se
requiere incrementar  la infraestructura de
importación del producto. Para tal efecto se
desarrolla el proyecto Sistema de
Almacenamiento y Distribución de TuxpanMéxico que incluye la modernización del muelle
en Tuxpan, la construcción de almacenamiento,
un poliducto nuevo y  modernización de las
estaciones de bombeo.
- En  2007, la inversión impulsada en el área de
petroquímica ascendió a 1,115.6 millones de pesos.
Los recursos se destinaron en particular al inicio de
los trabajos para la modernización y ampliación del
tren de aromáticos del  Complejo Petroquímico La
Cangrejera, así como a la ampliación de las plantas
de estireno de 150 a 250 miles de toneladas anuales
y de etileno de 600 a 850 mil toneladas anuales de
este complejo; y para las  ampliaciones de las
plantas de etileno de 600 a 900 miles de toneladas
anuales, y de óxido de etileno de 225 a 360 miles
de toneladas anuales del Complejo Petroquímico
Morelos.
- El Corporativo de PEMEX ejerció 227.4 millones de
pesos principalmente en la adquisición de bienes
muebles e inmuebles,  37.3% menor en términos
reales a 2006.
• Los  Contratos de Obra Pública Financiada (COPF),
responden  a  la  búsqueda  de  nuevos  esquemas
de contratación para aumentar la producción de
hidrocarburos en México y reducir las importaciones
de gas natural. Al cierre de  2007 se tenían nueve
contratos correspondientes a los bloques Reynosa-
Monterrey, Cuervito, Misión, Fronterizo, Olmos,
Pandura-Anáhuac, Pirineo, Nejo y Monclova. Con
estos contratos, al cierre de  2007, se obtuvo una
producción total de  189.4 millones de pies cúbicos
diarios, cantidad que representó  13.4% de la
producción total del Activo Integral Burgos.
• En diciembre de  2007 se emitió un  nuevo
Reglamento de Gas Licuado de Petróleo con el
propósito de favorecer una mayor competencia en 224  Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012
dicha industria y abrir nuevas opciones de abasto para
los consumidores de este energético.
Adoptar las mejores prácticas de gobierno
corporativo y atender las áreas de
oportunidad de mejora operativa
• Conforme a los lineamientos emitidos por las
secretarías de Energía y  de la Función Pública,
relativos a la integración  y funcionamiento de los
Comités de Auditoría Independientes  (CAIs), en
octubre de  2007, el Consejo de Administración de
PEMEX determinó las percepciones y la periodicidad
de pago de los vocales que integrarán el comité de la
empresa, una vez que sean  propuestos y designados
por dichas dependencias. Con esta acción se fortalece
la transparencia, la rendición de cuentas de las
actividades de  PEMEX, y se impulsa la prevención y
administración de eventuales riesgos institucionales.
• PEMEX definió, desde  2004, una estrategia integral
para el cumplimiento de la Ley Sarbanes Oxley (Ley
SOX),
1/
 específicamente en lo relativo a la Sección
404. Esta estrategia consta principalmente de dos
líneas de  acción: documentar y evaluar el Sistema
de Control  Interno  en  los  procesos  que  generan
la información financiera importante conforme a la
Sección 404; y atender el resto de las secciones que
aplican a la empresa.
- Al cierre de  2007, se documentaron diversos
controles que por su importancia, calificaron
como relevantes  para la Ley  Sarbanes Oxley (Ley
SOX). Una consultoría externa revisó las matrices
de riesgo y control elaboradas para  12 ciclos de
transacciones de la empresa, y con base en las
mejores prácticas, se  determinó conveniente
realizar matrices de controles adicionales para
cada uno de los ciclos de transacciones,
elaborándose  14 matrices de controles a nivel de
las entidades que integran la industria petrolera.
Fortalecer las tareas de mantenimiento,
así como las medidas de seguridad y de
mitigación del impacto ambiental
• Con el propósito de mejorar la eficiencia y eficacia del
proceso de mantenimiento, bajo un contexto de
beneficio institucional,  PEMEX transita de un
mantenimiento reactivo  a  un  Modelo  de  Gestión
del Mantenimiento basado en  los principios de la
                                                 
1/
La Ley Sarbanes Oxley (SOX) emitida en Estados Unidos tiene por
objeto restablecer la confianza del público inversionista en los
mercados de capital, fortalecer los gobiernos corporativos, lograr
mayor transparencia de sus obligaciones, reforzar la independencia
de los auditores externos, y ampliar las sanciones por acciones
indebidas de los distintos responsables.
administración por procesos.  En este  modelo la
aplicación de metodologías y mejores prácticas a nivel
mundial, es requisito indispensable para lograr mayores
índices de confiabilidad,  disponibilidad e integridad
física de activos.
- El modelo cuenta con tres columnas vertebrales:
integridad de activos, administración del
mantenimiento, e ingeniería de confiabilidad, cada
una de ellas conformada por elementos de mejores
prácticas de mantenimiento a nivel mundial.
- En 2007, concluyó la revisión del censo de activos
críticos y se determinó su criticidad conforme al
procedimiento corporativo; se implantó en todos
los centros de trabajo la taxonomía de los equipos;
se formularon procedimientos, lineamientos y guías
corporativas del mantenimiento; mismos que son
autorizados en la Comisión Asesora Interorganismos
conforme a las mejores prácticas internacionales
aplicables a la empresa.
• En 2007, el aprovechamiento del gas natural como
porcentaje de su extracción, fue de 91%, menor en 4
puntos porcentuales a lo registrado en  2006, como
resultado del envío a la atmósfera de 546.9 millones
de pies cúbicos de gas natural. Esto se originó por
problemas operativos y mantenimiento de los equipos
de compresión en plataformas, así como por una
mayor producción de gas con alto contenido de
nitrógeno en la Región  Marina Noreste y por el
rechazo de gas en plantas por fallas en el suministro
de energía eléctrica.
• Durante  2007, el  índice global de utilización de la
capacidad instalada en las plantas de proceso del
Sistema Nacional de Refinación fue de  75.6%,
menor en  1.3 puntos porcentuales al nivel de  2006.
Esto se debió, principalmente a una menor utilización
de las plantas hidrodesulfuradoras de residuales. Sin
embargo, destaca el aumento en las plantas de Metil
Terbutil Eter (MTBE), hidrodesulfuradoras de gasolinas
y las reformadoras con un nivel de utilización de
75.6%, 81% y 73.8%, respectivamente.
• En 2007 el porcentaje de utilización de las plantas
en operación de Pemex Petroquímica fue de 80.5%,
4.8 puntos porcentuales menor al de  2006. Esto se
debe a que se disminuyó  la utilización de la
capacidad, principalmente en los complejos
petroquímicos La Cangrejera, por reparaciones de la
planta fraccionadora, y en Morelos por
mantenimiento general a la planta de etileno.
Asimismo, los complejos Escolín e Independencia,
disminuyeron su utilización  por restricciones en el
suministro de etileno y como estrategia comercial
de reducción en la producción de metanol,
respectivamente. Este comportamiento no se
compensó con la mayor utilización de la capacidad Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos  225
de los complejos  petroquímicos de Cosoleacaque,
Pajaritos y Tula.
• El Índice de frecuencia de accidentes en 2007 fue de
0.60 accidentes por millón de horas-hombre
laboradas,  10.4% menor al del año previo. Pemex
Refinación, Pemex Petroquímica y el Corporativo de
PEMEX mejoraron su desempeño. Pemex Gas y
Petroquímica Básica, continuó presentando el mejor
índice con un valor de 0.10 accidentes por millón de
horas laboradas, a pesar de haber experimentado en
2007 un accidente más con respecto a los dos
registrados en  2006. En Pemex Exploración y
Producción su indicador se vio afectado por un mayor
número de accidentes, en especial en la Unidad de
Perforación y Mantenimiento de  Pozos  (UPMP),  al
pasar  de   2.6  accidentes  por millón  de  horashombre  en  2006 a  3.3 accidentes por millón de
horas-hombre en 2007.
• El  Índice de gravedad de accidentes fue de  35 días
perdidos por millón de  horas-hombre laboradas en
2007, lo que significó una reducción de 51.4% respecto
a 2006. El seguimiento a las tareas de implantación del
Sistema para la Administración Integral de la
Seguridad, Salud y Protección Ambiental, permitió que
para el índice de gravedad todos los organismos
subsidiarios mejoraran significativamente su
desempeño, con excepción  de Pemex Exploración y
Producción, organismo en el que el índice de gravedad
se incrementó 11% debido a la mayor severidad de los
accidentes en sus activos.
• Para abatir el Índice de emisiones de contaminantes
al aire  PEMEX contempla la construcción de cuatro
plantas recuperadoras de azufre, la modernización de
dos  y la rehabilitación de 21. También se llevó a cabo
el Programa de reducción de la emisión de gases de
efecto invernadero para mejorar la calidad del aire en
Salamanca, entre otras  acciones. Cabe resaltar que
durante  2007,  PEMEX cumplió con todas las normas
de emisiones al aire; sin embargo, debido al rechazo
de gas amargo, a libranzas en Pemex Exploración y
Producción y a los procesos de recuperación asistida
en el Activo Cantarell, las emisiones de bióxido de
azufre (SO2) fueron  10.6% mayores que las del año
anterior y, las emisiones totales, se incrementaron en
12.2% respecto a lo registrado en 2006.
• En  2007, las descargas de agua cumplieron con la
normatividad vigente pese a que el  Índice de
descargas de contaminantes al agua  fue  14.8%
mayor respecto a  2006. Esto se explica
particularmente por el incremento en las descargas de
sólidos suspendidos totales, y grasas y aceites, debido
al mantenimiento en plantas de tratamiento de aguas
residuales, torres de enfriamiento, cárcamos y
sistemas de efluentes. Para  reducir el consumo de
agua y mejorar la calidad de las descargas, se avanzó
en la construcción de una planta de tratamiento de
aguas negras en Madero y en la optimización y
rehabilitación de procesos.
• La Dirección General de Gas LP de la Secretaría de
Energía, en  2007 realizó un total de  4,052
verificaciones a instalaciones que emplean gas LP, lo
anterior con el propósito de garantizar la operación
de este tipo de instalaciones con apego a las medidas
de seguridad que contempla  la normatividad en la
materia. Esta cifra representó aproximadamente el
90% de los permisos vigentes en materia de gas LP.
- Las verificaciones practicadas se llevaron a cabo con
fundamento en la Ley Federal de Procedimiento
Administrativo, la Ley Federal sobre Metrología y
Normalización y su Reglamento, y el Reglamento
de Gas Licuado de Petróleo, a través de dos
modalidades:
• Mediante visitas de inspección para verificar el
cumplimiento de las especificaciones contenidas
en las Normas Oficiales Mexicanas en materia de
gas  LP  y  en  el  Reglamento  de Gas Licuado
de Petróleo.
• Por medio de requerimiento de información a los
permisionarios de gas  LP, mediante el cual se
solicita la presentación  de un dictamen técnico
avalado y elaborado por una Unidad de
Verificación acreditada en las normas
correspondientes y aprobadas por la propia
Secretaría de Energía.
• En materia del abatimiento del pasivo ambiental
de PEMEX, se estima un avance de 43% a finales de
2007, con relación a las  261 presas
1/
 registradas en
2006. Se tiene como meta la eliminación total de
este pasivo al término de 2008. Del inventario total,
147 presas se localizan en Altamira, Tamaulipas.
- Con relación a la restauración de superficies
afectadas, al cierre del ejercicio 2007, se contaba
con un inventario de 530 hectáreas, resultado de
la restauración de  147 hectáreas localizadas
principalmente en Veracruz y Tamaulipas. En
2007, destacó la restauración de 22 hectáreas en
el Pantano Santa Alejandrina y en la ex-refinería
de Azcapotzalco.
                                                 
1/
 Las presas se emplean para el almacenamiento y tratamiento de
agua que contiene elementos residuales de la extracción de
petróleo crudo y de las fracciones intermedias de las distintas
etapas de los procesos de refinación. Estos residuales se
conforman, entre otros, por ácido sulfhídrico y sulfúrico,
compuestos nitrogenados y metales como el vanadio.226  Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012
• Respecto a los  indicadores de productividad en la
industria petrolera, el rendimiento global de
recuperación de propano en los complejos
procesadores de gas fue de  94.7%,  1.7 puntos
porcentuales menos que el año previo, debido a un
alto contenido de nitrógeno en el gas amargo marino
que impactó a los Centros Procesadores de Gas La
Venta y Ciudad  PEMEX, complejos en donde se
obtuvo un rendimiento de  85.9% y  76.2%,
respectivamente. Esta baja en el rendimiento no se
vio compensada con el aumento registrado en el
Centro Procesador de Gas Burgos que reportó un
rendimiento de 97.9%.
• En cumplimiento a las normas de  contenido de
azufre en combustibles, y a su calendario de entrada
en vigor, PEMEX durante 2007 continuó la adecuación
de sus procesos, así como la importación de
productos para satisfacer la demanda. La
especificación de la calidad de las gasolinas
establecida en la  NOM-086 reduce el contenido de
azufre a 30 partes por millón (ppm) en promedio y 80
ppm como máximo para las gasolinas, contrastando
con el nivel anterior de azufre permitido en la
gasolina Pemex  Premium de  250 a  300 ppm y en la
gasolina Pemex Magna de  500 a  1000 ppm
dependiendo de la zona geográfica de venta.
- A partir de octubre de  2006 la gasolina Pemex
Premium, comenzó a ser sustituida en todo el país,
por gasolina Pemex Premium Ultra Bajo Azufre (UBA).
La gasolina Pemex Magna UBA se introducirá a partir
de octubre de 2008 en las zonas metropolitanas del
Valle de México, Monterrey y Guadalajara y desde
enero de 2009 en el resto del país. El Pemex Diesel
UBA de 15 ppm de azufre en comparación con las 500
ppm anteriores comenzó a venderse en enero de
2007 en la frontera norte del país.
Modernizar y ampliar la capacidad de
refinación, en especial de crudos pesados
• Actualmente, Pemex Refinación cuenta con seis
refinerías con capacidad de destilación atmosférica
para procesar hasta 1.5 millones de barriles diarios, lo
que permite abastecer a una parte del mercado
nacional de combustibles, por medio de una red de
almacenamiento de  77 terminales terrestres y  15
terminales marítimas. La comercialización de
productos se realiza por medio de contratos directos,
7,801 estaciones de servicio franquiciadas y
distribuidores.
• Con relación a las importaciones de gasolinas, gas
licuado, gas natural y petroquímicos, y su proporción
respecto al consumo interno, se alcanzaron los
resultados siguientes:
- En  2007 la  importación de gasolinas para uso
automotor por  295.8 miles de barriles diarios,
siguió la tendencia creciente presentada en los
últimos años, alcanzando un crecimiento de 10.3%
respecto a  2006 si consideramos la maquila
realizada en el exterior.
• Este comportamiento se  debió al aumento de
5.8% de la demanda interna, mientras que la
producción nacional se mantuvo sin cambios
significativos. Además de lo anterior, después de
ocho años, en marzo de  2007 concluyó el
contrato para maquila de crudo con la refinería
de Deer Park, por lo tanto, las gasolinas que eran
maquiladas en el exterior en años anteriores se
contabilizaron como importaciones para  2007.
Este cambio implicó un crecimiento en las
importaciones de 47.5% respecto a 2006.
- Las importaciones representaron  64.8% de la
producción de gasolinas, 20.9 puntos porcentuales
más que el año previo.  En cuanto a la demanda
interna esta relación fue de  38.9%,  11 puntos
porcentuales más que en 2006.
- Las importaciones de gas licuado alcanzaron 83.6
miles de barriles diarios, volumen  10.6% mayor
respecto a  2006, debido principalmente a una
menor disponibilidad de condensados por baja en
su producción. Las importaciones representaron
37.1% de la producción nacional y  27.8% del
consumo interno,  5.7 y  3.1 puntos porcentuales
más que en el año previo, en el orden citado.
- De  gas natural se importaron  396.9 millones de
pies cúbicos diarios, lo que representó el 12.9% del
consumo interno cuando en 2006 era el 15.3%. La
importación de gas natural tuvo una disminución
de 12% respecto a 2006 debido a las inversiones de
PEMEX orientadas a la producción de este
combustible. De esta manera, la importación
representó  6.6% de la producción nacional,  1.8
puntos porcentuales menor que en 2006.
- Las importaciones de productos petroquímicos de
PEMEX, aumentaron  6.4% respecto a  2006,
situándose en  270 miles de toneladas, debido
principalmente al efecto combinado de una mayor
importación de metanol y tolueno y una
disminución de amoníaco. De esta forma,  las
importaciones representaron 1.8% de la producción
nacional, y  6.7% de la demanda interna, ambos
valores similares a los registrados el año previo.
• Durante  2007, el  Índice de rendimiento en la
obtención de gasolinas y de destilados intermedios
(diesel y turbosina) fue de 66.5%, que comparado a lo
obtenido en 2006 significó un aumento de 1.5 puntos
porcentuales debido a un mayor índice de ocupación
de las plantas de proceso y a su optimización. Las
refinerías de Madero y Cadereyta tuvieron
porcentajes de  77.4% y  83.6%; seguidas en
importancia por las refinerías de Tula, Salina Cruz,
Salamanca y Minatitlán con  64.7%,  62.3%,  62% y
50.8%, respectivamente. Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos  227
• Para el indicador Días de autonomía en terminales de
almacenamiento críticos para las gasolinas y el diesel,
se destaca:
- Hasta octubre de 2007, los días de autonomía en
terminales de almacenamiento críticas fueron de
2.4 para la gasolina y 3.1 para diesel, esto refleja
un pequeño aumento en relación a  2006, en
donde los días de autonomía fueron de 2.1 y 2.8,
respectivamente, lo  que significa una mayor
garantía en el abasto de estos combustibles.  Los
días de autonomía son el tiempo que las
terminales pueden abastecer la demanda sin
recibir producto de producción o importación.
Mejorar la competitividad del servicio
eléctrico con un enfoque integral y
niveles tarifarios que cubran costos
relacionados con una operación eficiente
de las empresas
• La estrategia adoptada para mejorar la competitividad
del servicio eléctrico en la Comisión Federal de
Electricidad (CFE) se ha basado en fortalecer el capital
intelectual, operativo y administrativo de la entidad;
innovar y aplicar tecnologías de punta y las mejores
prácticas de las empresas eléctricas internacionales;
aprovechar el capital privado en la construcción de
infraestructura eléctrica, así como respetar el medio
ambiente y avanzar hacia  la reducción continua de
costos en todos los procesos de energía eléctrica.
• Por su parte, Luz y Fuerza del Centro  (LFC) ha
promovido la construcción y sustitución de plantas de
generación por unidades  de mayor capacidad y
eficiencia, obteniendo de esta manera ahorros en el
consumo de combustibles, que se han reflejado en la
disminución del costo del kilowatt hora  (KWH).
Además, durante 2007, LFC continuó con la puesta en
servicio del proyecto de Adquisición e Instalación de
14 plantas de Generación Distribuida de 32 MW cada
una, contando hasta diciembre de  2007 con nueve
plantas en operación comercial.
• Niveles promedio de  costos unitarios de la
generación de energía eléctrica por tipo de planta:
termoeléctrica, hidroeléctrica, carboeléctrica,
geotermoeléctrica, nucleoeléctrica y eoloeléctrica.
- En la Comisión Federal de Electricidad, los costos
unitarios de producción de energía eléctrica por
tipo de planta, incluyen remuneraciones y
prestaciones al personal, energéticos y fuerza
comprada, mantenimiento y servicios generales por
contrato, materiales de mantenimiento y consumo,
impuestos y derechos,  costo de obligaciones
laborales, depreciación, costos indirectos del