10-1-18T4L-02-0726 - Auditoría Superior de la Federación

Grupo Funcional Desarrollo Económico
Pemex-Exploración y Producción
Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos
Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 10-1-18T4L-02-0726
DE-157
Criterios de Selección
Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos
en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación
específica utilizada en la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización
Superior de la Cuenta Pública 2010, considerando la importancia, pertinencia y factibilidad
de su realización.
Objetivo
Fiscalizar que este derecho y los que intervienen en su determinación se calcularon,
enteraron, registraron y presentaron en la Cuenta Pública de conformidad con la normativa,
así como verificar la venta de los crudos no exportables.
Alcance
Universo Seleccionado:
Muestra Auditada:
Representatividad de la Muestra:
636,412,835.3 miles de pesos
636,412,835.3 miles de pesos
100.0 %
El importe revisado correspondió a los pagos por 548,668,004.9, 77,457,145.7, 6,643,974.1,
3,614,738.0 y 28,972.6 miles de pesos, del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, el
Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización, el Derecho Extraordinario
sobre Exportación de Petróleo Crudo, el Derecho para la Investigación Científica y
Tecnológica en Materia de Energía y el Derecho para la Fiscalización Petrolera,
respectivamente, reportados como recaudación neta de los Derechos sobre los
Hidrocarburos en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2010.
Resultados
1.
Volúmenes de extracción de petróleo crudo y gas natural
De acuerdo con las bases de datos de la extracción anual de petróleo crudo (ZRPD1), gas
asociado (ZRPD2) y gas no asociado (ZRPD3) del Sistema Nacional de Información de la
Producción (SNIP), y los papeles de trabajo de la base de datos del Sistema de Información
de Balance de Hidrocarburos (SIBH), que sirvieron para calcular la base fiscal para
determinar el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), proporcionados por la
Gerencia de Control de Gestión de Pemex Exploración y Producción (PEP), se determinaron
los resultados siguientes:
1
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
A) Extracción de Petróleo Crudo
En el 2010 PEP produjo un total de 940,186.1 miles de barriles (MB) en sus cuatro regiones,
como se muestra a continuación:
PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO CRUDO POR REGIÓN, 2010
(MB)
Norte
37,373.4
4.0%
Sur
194,133.3
20.7%
Marina Noreste
509,983.0
54.2%
Marina Suroeste
198,696.4
21.1%
FUENTE:
Base de datos de extracción de petróleo crudo anual del 2010 (ZRPD1).
La producción de 940,186.1 MB se integró de acuerdo con el tipo de petróleo extraído,
como sigue:
PRODUCCIÓN NACIONAL POR TIPO DE CRUDO, 2010
(MB)
Superligero
116,635.7
12.4%
Pesado
506,721.7
53.9%
Ligero
316,828.7
33.7%
FUENTE:
Base de datos del SIBH del 2010.
A partir de los volúmenes por campo registrados en el SNIP, el SIBH distribuye el volumen
de extracción de petróleo crudo que sirve de base para calcular cada uno de los derechos de
acuerdo al Catálogo Fiscal de Campos para el DOSH, Derecho sobre Extracción de
2
Grupo Funcional Desarrollo Económico
Hidrocarburos (DSEH), Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH), Derecho Adicional
sobre Hidrocarburos (DASH) y el Derecho Único sobre Hidrocarburos (DUSH).
Se analizó la base de datos de producción de petróleo crudo aplicable al DSEH, DESH y DASH
para los campos del Paleocanal de Chicontepec y los campos en aguas profundas, así como
la de los campos abandonados y en proceso de abandono, correspondiente al DUSH, ya que
esa información tiene incidencia en el cálculo del DOSH.
El SIBH distribuyó los 940,186.1 MB anuales de petróleo crudo para determinar cada uno de
los derechos que tributa PEP, y se concluyó que el DOSH es el que tiene mayor
representatividad, el 96.9%, como se muestra a continuación:
VOLUMEN DE PETRÓLEO CRUDO PARA CADA DERECHO, 2010
(MB)
911,018.3
96.9%
21,294.1
2.3%
7,873.7
0.8%
DOSH
FUENTE:
DSEH, DESH y DASH
DUSH
Base de datos del SIBH del 2010.
El volumen de 911,018.3 MB de petróleo crudo para el cálculo del DOSH, se desagregó de la
manera siguiente:
3
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
VOLUMEN DE PETRÓLEO CRUDO PARA EL DOSH, 2010
(MB)
Pesado
501,632.4
55.1%
Ligero
292,788.5
32.1%
Superligero
116,597.4
12.8%
FUENTE:
Base de datos de los volúmenes de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y el
SIBH con datos de 2010.
Finalmente, se constató que tanto el volumen de producción de petróleo crudo del SIBH,
como el registrado en el SNIP y el presentado en las declaraciones complementarias del
DOSH son iguales.
B) Extracción de Gas Natural (Asociado y no Asociado)
En el 2010 PEP extrajo un volumen total de 2,562,287,661.2 miles de pies cúbicos (MPC),
desagregados como se muestra a continuación:
PRODUCCIÓN NACIONAL DE GAS NATURAL, 2010
(MPC)
GAS NO
ASOCIADO
904,276,242.4
35.3%
GAS ASOCIADO
1,658,011,418.8
64.7%
FUENTE:
4
Base de datos de extracción de gas natural asociado y no asociado (ZRPD2 y
ZRPD3) del 2010.
Grupo Funcional Desarrollo Económico
El volumen de 2,562,287,661.2 MPC se distribuyó para determinar cada derecho, el 97.9%
correspondió al DOSH, como se muestra a continuación:
DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL, 2010
(MPC)
2,508,371,174.7
97.9%
38,323,948.8
1.5%
15,592,537.7
0.6%
DOSH
FUENTE:
DSEH, DESH Y DASH
DUSH
Elaborado por la ASF con base en los datos del SIBH del 2010.
Para determinar la base fiscal del DOSH, PEP elaboró el balance de gas asociado y no
asociado, el cual consistió en restar a la extracción total de gas natural el volumen de gas
CO 2 (Dióxido de carbono) y N 2 (Nitrógeno), de lo que se obtuvo la extracción neta; a ésta se
le disminuyó el gas usado en operación (GUO) y el empaque, como se muestra a
continuación:
5
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE GAS NATURAL UTILIZADO PARA CALCULAR
LA BASE FISCAL DEL DOSH, 2010
(Miles de pies cúbicos)
2,508,371,174.7
Extracción Total
3,900,799.4
CO2
226,993,791.5
N2
2,277,476,583.8
Extracción Neta
399,238,863.4
GUO
2,440,097.9
Empaque
1,875,797,622.5
Volumen para
Base Fiscal
FUENTE:
Balance por tipo de gas (asociado y no asociado) de 2010.
NOTA:
El volumen de CO 2 y N 2 se resta de la base de gas asociado, ya que estos gases se inyectan únicamente en los
campos de gas asociado.
Finalmente, se constató que los volúmenes determinados como base fiscal son iguales a los
presentados en las declaraciones complementarias del DOSH.
2.
Precio Promedio para Valorar los Volúmenes del Petróleo Crudo y Gas Natural
Para verificar la determinación del precio promedio de exportación utilizado por Pemex
Exploración y Producción (PEP) para valorar la producción de petróleo crudo, a partir de la
base de datos que opera esa entidad de los volúmenes y las ventas de exportación de las
mezclas Maya, Istmo y Olmeca, se calcularon los volúmenes y las ventas acumulados, como
se muestra a continuación:
6
Grupo Funcional Desarrollo Económico
VOLÚMENES Y VENTAS DE EXPORTACIÓN ACUMULADAS, 2010
(Miles)
Mes
Exportación acumulada (barriles)
Maya y Altamira
Istmo
Ventas acumuladas (pesos)
Olmeca
Maya y Altamira
Istmo
Olmeca
Ene
30,842.0
1,958.0
5,590.5
27,887,064.5
1,898,590.7
5,602,011.0
Feb
58,393.1
2,948.5
10,576.5
52,048,154.4
2,845,115.2
10,502,034.1
Mar
90,395.2
5,426.6
17,157.5
80,447,235.5
5,264,362.6
17,163,631.2
Abr
126,654.0
5,707.0
23,725.6
112,983,287.8
5,548,707.1
23,966,918.5
May
160,989.9
8,280.0
30,159.2
141,881,648.3
8,020,241.8
30,099,222.4
Jun
188,194.2
8,950.2
35,978.4
163,988,440.0
8,634,267.5
35,694,209.2
Jul
223,312.9
10,019.5
42,578.1
194,019,435.8
9,656,747.6
42,144,215.5
Ago
256,954.0
10,813.8
49,841.0
223,028,829.1
10,405,696.0
49,232,963.4
Sep
285,730.8
15,136.5
56,862.7
248,300,969.5
14,492,869.1
56,086,473.4
Oct
318,290.4
18,939.7
63,185.2
277,789,060.1
18,225,597.7
62,484,267.8
Nov
355,331.7
22,782.4
70,809.9
311,804,142.3
22,077,595.7
70,382,251.4
Dic
390,828.9
27,329.7
77,272.9
347,243,997.5
27,000,709.2
77,546,608.8
FUENTE:
Memoria de cálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) proporcionada por la Subgerencia Fiscal
de PEP.
Se determinó el precio promedio de exportación de cada una de las mezclas y el precio
promedio ponderado de exportación de petróleo crudo, dividendo las ventas entre los
volúmenes acumulados, como se muestra a continuación:
PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE EXPORTACIÓN, 2010
(Pesos por barril)
Mes
Maya y Altamira
Precios promedio de exportación
Istmo
Olmeca
Precio promedio ponderado
de exportación
Enero
904.2
969.6
1,002.1
921.8
Febrero
891.3
964.9
993.0
909.3
Marzo
890.0
970.1
1,000.4
910.6
Abril
892.1
972.3
1,010.2
912.9
Mayo
881.3
968.6
998.0
902.6
893.6
Junio
871.4
964.7
992.1
Julio
868.8
963.8
989.8
890.9
Agosto
868.0
962.3
987.8
890.0
Septiembre
869.0
957.5
986.3
891.4
Octubre
872.8
962.3
988.9
895.3
Noviembre
877.5
969.1
994.0
900.5
Diciembre
888.5
988.0
1,003.5
911.9
FUENTE:
Base de datos mensual de volúmenes y ventas de exportación por tipo de mezcla proporcionada
por la Gerencia de Control de Gestión de PEP y memoria de cálculo del DOSH proporcionada por la
Subgerencia Fiscal de PEP.
7
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
El precio promedio ponderado determinado es igual al utilizado por PEP para valorar la
extracción de petróleo crudo en la memoria de cálculo del DOSH.
Por otra parte, se revisó la base de datos de extracción y los papeles de trabajo del cálculo
del ajuste por rendimiento y por azufre de los precios de las corrientes no exportables,
emitidos por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP, y se
determinó lo siguiente:
DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS PROMEDIO PONDERADOS
DE LAS CORRIENTES NO EXPORTABLES, 2010
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
Precio promedio
ponderado de
exportación
Ajuste por azufre y
rendimiento
Precio ajustado
Tipo de cambio
Precio ajustado
Mes
(3 x 4)
(1+2)
d/b
d/b
d/b
$/d
$/b
Pesado
Ligero
Pesado
Ligero
Pesado
Ligero
Pesado
Ligero
Pesado
Ligero
Enero
70.52
75.47
1.46
(2.90)
71.98
72.57
12.8216
12.8477
922.89
932.35
Febrero
69.20
74.92
1.44
(2.85)
70.64
72.07
12.8796
12.8778
909.81
928.10
Marzo
69.64
76.09
1.29
(3.20)
70.93
72.89
12.7781
12.7486
906.35
929.24
Abril
70.64
76.40
1.24
(3.40)
71.88
73.00
12.628
12.7252
907.70
928.93
Mayo
69.73
76.39
1.18
(3.54)
70.91
72.85
12.6372
12.6791
896.10
923.67
Junio
68.90
76.07
1.16
(3.62)
70.06
72.45
12.6462
12.6808
885.99
918.72
Julio
68.55
75.88
1.15
(3.58)
69.70
72.30
12.674
12.7003
883.37
918.23
Agosto
68.44
75.79
1.14
(3.60)
69.58
72.19
12.6809
12.6952
882.33
916.46
Septiembre
68.41
75.23
1.15
(3.63)
69.56
71.60
12.7012
12.7273
883.49
911.27
Octubre
68.85
75.96
1.13
(3.75)
69.98
72.21
12.6761
12.6671
887.07
914.69
Noviembre
69.43
76.89
1.11
(3.86)
70.54
73.03
12.637
12.6016
891.41
920.29
Diciembre
70.45
78.64
1.10
(4.02)
71.55
74.62
12.6112
12.5626
902.33
937.42
FUENTE:
Papeles de trabajo del cálculo del ajuste por rendimiento y azufre de los precios de las corrientes no exportables
de la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP.
Los precios calculados son iguales a los presentados en las declaraciones complementarias
para valorar los volúmenes de las corrientes no exportables.
A fin de calcular el precio promedio ponderado de la unidad térmica para valorar la
producción de gas natural, se determinaron las ventas acumuladas de las ventas mensuales
de gas natural de PEP a Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) y a Pemex Refinación (PR),
como se muestra enseguida:
8
Grupo Funcional Desarrollo Económico
VOLÚMENES Y VENTAS DE GAS NATURAL, 2010
Mes
Volumen (Miles de Pies Cúbicos)
Mensual
Acumulada
Ventas (Pesos)
Mensual
Acumulada
Ene
184,515,677.8
184,515,677.8
11,995,806,385.3
11,995,806,385.3
Feb
166,644,170.4
351,159,848.2
10,329,555,378.5
22,325,361,763.8
Mar
184,706,416.8
535,866,265.0
10,324,775,273.4
32,650,137,037.2
Abr
177,371,060.8
713,237,325.8
8,276,578,744.4
40,926,715,781.6
May
182,213,930.7
895,451,256.5
9,250,916,274.4
50,177,632,056.0
Jun
173,828,114.4
1,069,279,370.9
9,377,091,622.3
59,554,723,678.3
Jul
175,901,030.4
1,245,180,401.3
10,283,043,610.7
69,837,767,289.0
Ago
177,731,785.3
1,422,912,186.6
10,359,384,068.9
80,197,151,357.9
Sep
171,807,367.3
1,594,719,553.9
8,295,945,643.4
88,493,097,001.3
Oct
174,773,485.9
1,769,493,039.8
8,722,511,099.7
97,215,608,101.0
Nov
169,362,566.0
1,938,855,605.8
7,661,727,758.8
104,877,335,859.8
Dic
176,503,874.0
2,115,359,479.8
8,318,549,618.0
113,195,885,477.8
FUENTE:
Base de datos mensual de volúmenes de venta de gas natural a PGPB y a PR
proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
NOTA:
Las ventas están en pesos ya que la unidad del precio es pesos por millar de pie cúbico.
Con los volúmenes y ventas acumulados se determinó el precio promedio y el precio
promedio ponderado de gas natural, como se muestra a continuación:
PRECIOS DE GAS NATURAL, 2010
(Pesos por millar de pie cúbico)
Precio promedio
Precio promedio ponderado
Enero
65.0
65.0
Febrero
62.0
63.6
Marzo
55.9
60.9
Abril
46.7
57.4
Mayo
50.8
56.0
Junio
53.9
55.7
Julio
58.5
56.1
Agosto
58.3
56.4
Septiembre
48.3
55.5
54.9
Octubre
49.9
Noviembre
45.2
54.1
Diciembre
47.1
53.5
FUENTE:
Base de datos mensual de volúmenes de venta de gas natural a PGPB y a PR
proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
9
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Se constató que los precios promedio ponderados de gas natural calculados son iguales a los
utilizados en las declaraciones complementarias para valorar la producción de gas natural.
3.
Ventas de gas natural interorganismos
Las ventas de gas natural interorganismos se integraron en la contabilidad como sigue:
VENTAS DE GAS NATURAL INTERORGANISMOS, 2010
(Miles de pesos)
Cuenta
Número
Importe
%
Nombre
51030420
Venta Gas Húmedo Amargo Gas
69,145,851.4
61.1
51030421
Venta Gas Húmedo Dulce Gas
20,444,041.5
18.1
51030422
Venta Gas Seco Gas
23,602,319.7
20.8
Subtotal
51030320
113,192,212.6
Total
FUENTE:
3,672.9
0.0
113,195,885.5
100.0
Venta Gas Húmedo Amargo Refinación
Balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2010 proporcionada por la Gerencia
de Recursos Financieros de Pemex Exploración y Producción (PEP).
Los importes presentados en las bases de datos que opera PEP de las ventas
interorganismos de gas húmedo amargo, gas húmedo dulce y gas seco totalizaron
113,195,885.5 miles de pesos, correspondieron a 2,115,359,479.7 miles de pies cúbicos y
coincidieron con los reportados en la balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2010.
PEP reportó ajustes a las facturas emitidas a Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB), como
se muestra enseguida:
INTEGRACIÓN DE LAS VENTAS A PGPB, 2010
(Miles de pesos)
Gas
Facturación
Notas de
débito
Monto
Notas de crédito
Anulaciones
Ventas Netas
30,233.5
69,145,851.4
Repr. %
Húmedo amargo
69,183,058.8
29,894.5
36,868.4
4.0
Húmedo dulce
20,451,131.1
219.6
7,309.2
0.8
Seco
24,406,618.0
66,362.9
870,661.2
95.2
______
23,602,319.7
Total
114,040,807.9
96,477.0
914,838.8
100.0
30,233.5
113,192,212.6
20,444,041.5
FUENTE: Base de datos de las ventas a PGPB de 2010.
Las notas de crédito emitidas en 2010 por ajuste en gas seco representaron el 95.2% del
total, en diciembre se elaboró el 79.2%, como se muestra enseguida:
10
Grupo Funcional Desarrollo Económico
INTEGRACIÓN MENSUAL DE LAS NOTAS DE CRÉDITO
POR AJUSTES A LAS VENTAS DE GAS SECO A PGPB, 2010
(Miles de pesos)
Mes
Importe
Enero
Febrero
Marzo
Porcentaje
0.0
0.0
385.4
0.0
34,353.9
4.0
Abril
0.0
0.0
Mayo
45.1
0.0
0.0
0.0
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Total
FUENTE:
270.5
0.0
146,384.4
16.8
23.9
0.0
0.0
0.0
11.9
0.0
689,186.1
79.2
870,661.2
100.0
Base de datos de las ventas de gas natural a PGPB
de 2010.
De los 689,186.1 miles de pesos ajustados en diciembre, 689,117.8 miles de pesos
correspondieron a 1,134 ajustes realizados el 31 de diciembre de 2010, de los cuales 1,133
fueron por “Ajuste en precio” y 1 “Ajuste en volumen” por 689,113.5 y 4.3 miles de pesos,
respectivamente, de 1,055 operaciones facturadas del 9 de enero al 31 de diciembre de
2009. Al respecto, la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos informó
que correspondieron al reclamo de PGPB a PEP por la facturación de energía incorrecta del
gas seco de campos, debido a errores en el cálculo del poder calorífico, y describió los
sucesos siguientes:
•
Agosto de 2009: La Gerencia de Suministro y Transporte de PGPB notificó por correo
electrónico a la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos
(GECH) que encontró diferencias en los poderes caloríficos que se facturaron contra
los que PGPB registró en SAP, con base en la cláusula 14 y el Anexo I “Procedimiento
de Reclamaciones”, del Contrato de Compraventa vigente celebrado entre PEP
(Vendedor) y PGPB (Comprador).
Simultáneamente en PGPB se revisaron las causas de las diferencias y se convocó a
PEP a una junta.
•
Noviembre de 2009: Se llevó a cabo una reunión con los titulares de la GECH (PEP),
de la Gerencia de Operaciones (PGPB), y de la Gerencia de Suministro y Transporte
(PGPB), en la que se le informó a PEP que había diferencias en todos los poderes
caloríficos, ya que se utilizaron condiciones estándar en lugar de condiciones
PEMEX, y que ese problema se presentó al menos en todo 2009. Las partes
operativas acordaron reunirse para revisar los cálculos y llegar a un acuerdo.
11
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
PEP comenzó a recopilar y analizar la problemática.
•
Enero de 2010: PGPB envió a PEP el oficio núm. GST-020/2010 con las diferencias de
2009 en monto y solicitó se acordara el procedimiento para ajustarlas.
•
Febrero de 2010: PEP convocó a una reunión para acordar factores y unidades de
cálculo del poder calorífico y de la energía en algunos puntos de ventas de gas seco;
en esa reunión llevada a cabo el día 18 se acordó, entre otros puntos, que el cálculo
del poder calorífico y del volumen reportado en los comprobantes de entregarecepción deberían ser a condiciones PEMEX.
•
Marzo de 2010: A partir del 1º de marzo PEP corrigió los factores y unidades de
cálculo acordadas con lo que se disminuyeron significativamente las diferencias.
•
Junio-julio de 2010: Durante las reuniones del 17 de junio en la Cd. de México y del
13 y 14 de julio en Veracruz, del 2010, PEP avaló los montos reclamados para enero
y febrero de 2010, por lo que el 10 de agosto, la GECH de PEP notificó a la Gerencia
de Suministro y Transporte de PGPB la emisión de ajustes por un monto de
131,000.0 miles de pesos, con sus respectivos números de notas de crédito.
•
Agosto 2010: Se tuvieron diversas reuniones y conversaciones con PEP para que se
emitieran los ajustes correspondientes a las diferencias del 2009; sin embargo, no
se había llegado a ningún acuerdo.
•
Noviembre de 2010: Se envió el oficio núm. GRIL-040/2010 en el que se solicitó
nuevamente a PEP la emisión de los ajustes por las diferencias del 2009.
Al respecto, la cláusula 14 del Contrato de Compraventa de Gas celebrado entre PEP y PGPB
el 1 de enero de 2009, vigente a partir de esa fecha, establece que “todas las reclamaciones
que se generen deben presentarse por escrito dentro de los tiempos especificados para los
casos descritos en el Anexo I Procedimiento de Reclamaciones, en caso de no presentarse
en dichos términos la reclamación será improcedente”.
En el numeral 1 “Periodo de reclamación” del Anexo I “Procedimiento de Reclamaciones” se
menciona que “cualquier reclamación que cualquiera de las Partes pudieran tener con
relación a las operaciones que deriven de lo estipulado en el clausulado de este Contrato,
con el volumen o la calidad del Gas entregado o recibido, deberá presentarla por escrito a la
otra Parte… dentro de los 60 (sesenta) Días para el GSaD siguientes a la fecha del
acontecimiento de los hechos que dieron origen a la reclamación, o bien a partir de la fecha
en que se conozca la desviación a lo pactado en este Contrato”.
Al respecto, el 17 de octubre de 2011 PEP informó lo siguiente:
“En primera instancia, el reclamo se llevó a cabo conforme al Anexo 1, bajo la comunicación
por correo electrónico de fecha 12 de agosto de 2009, no sin antes mencionar, que ya se
habían realizado comunicaciones vía telefónica sobre la diferencia que Pemex Gas y
Petroquímica Básica (PGPB), venía teniendo con la energía que suministraba a sus clientes
finales y a la entregada y facturada por Pemex Exploración y Producción (PEP).
12
Grupo Funcional Desarrollo Económico
”Como bien se establece en la observación, desde esa fecha se llevaron a cabo reuniones de
trabajo para hacer el análisis referente a las desviaciones tanto por parte de PEP, como por
parte de PGPB; en donde las áreas operativas de ambas subsidiarias indistintamente
Gerencias de Operación de PEP y PGPB analizaron los procedimientos y metodología del
cálculo acorde a la normatividad vigente del poder calorífico de los volúmenes de venta de
gas seco para cada uno de los puntos de entrega y transferencia del producto a nivel
nacional. Para ello, se calculó el poder calorífico durante el periodo enero-febrero 2010
concluyéndose que existían desviaciones y diferencias en la determinación de la energía de
gas seco, hecho recurrente durante el 2009, ahora bien, tales desviaciones se generaron
debido a que la determinación del poder calorífico fue calculada bajo condiciones
estándares y no apegado a las condiciones de PEMEX las cuales están establecidas en la
metodología de cálculo acordada, por lo que se procedió a corregir los elementos técnicos
desde el mes de marzo de 2011 a la fecha.
”Con base a la revisión técnica y la corrección de la metodología del cálculo de la energía
que se realizó en el periodo de enero febrero de 2010, fue sustento técnico para que PEP
realizara el ajuste por poder calorífico a partir del mes de enero del 2009, ya que dicha
desviación se venía presentando en años anteriores lo cual alteraba la facturación por la
venta de gas seco, reflejándose negativamente en los estados de resultados del cliente
(PGPB), por lo que ambas subsidiarias consideraron realizar los ajustes comerciales
correspondientes…”.
La primera operación que originó la reclamación ocurrió el 9 de enero de 2009, la entidad
sustentó que el reclamo se realizó el 12 de agosto, es decir 155 días después del plazo de 60
días previsto en el numeral 1 “Periodo de reclamación” del Anexo I “Procedimiento de
Reclamaciones” del Contrato de Compraventa de Gas celebrado entre PEP y PGPB.
Al respecto, mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-428-2011 del 2 de diciembre de 2011, la
GECH de PEP y la Gerencia de Relaciones Interorganismos y Logística de PGPB informaron
que en el “Procedimiento de Medición”, celebrado entre PEP y PGPB el 2 de abril de 2009,
se establecen las “Condiciones Pemex” a las cuales se debe entregar o recibir el gas natural
al o del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), como se muestra a continuación:
13
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
UNIDADES Y CONDICIONES ESTABLECIDAS EN EL PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN
Parámetro
Unidades
Condiciones
Temperatura
3
o
Metros cúbicos por día (m /d)
Volumen
Millones
de
pies
cúbicos
por
o
Presión
2
20 C (293.13 K)
1 Kg/cm absoluto (98.07 kPa)
o
o
20 C (293.13 K)
1 Kg/cm2 absoluto (98.07 kPa)
20o C (293.13 oK)
1 Kg/cm2 absoluto (98.07 kPa)
día
(MMPCD)
Joules por día (J/d)
Energía
Giga Calorías por día (GC/d)
3
Poder calorífico Bruto
Joules por metro cúbico (J/m )
BTU por metro cúbico (BTU/m3)
FUENTE: Oficio núm. PEP-SAF-GCG-428-2011 del 2 de diciembre de 2011, proporcionado por la Gerencia de Control de
Gestión de PEP.
Por otra parte, aclaró que las consideraciones que tomaron las partes para proceder a la
aplicación de los ajustes de poder calorífico fueron las siguientes:
“a)
Que a partir de las fechas del reclamo se responde para que se lleven a cabo los
análisis correspondientes de la desviación de los balances energéticos que existe
entre lo entregado y lo facturado.
”b)
Con base en lo anterior, no fue posible tener una resolución de manera inmediata
para lo cual fue necesario tener el tiempo suficiente hasta tener el dictamen final de
la desviación, por lo que no se pudo dar respuesta en los 10 días estipulados en el
Anexo I Procedimiento de Reclamaciones en su numeral 1: Periodo de Reclamación.
”c)
A partir de los resultados del análisis exhaustivo que se realizó por ambas
subsidiarias se confirmó metodológicamente que existe una desviación en el poder
calorífico, ya que los poderes caloríficos estaban determinados a condiciones
estándar y no a las condiciones PEMEX que se encuentran establecidas en el
convenio y procedimiento de medición que rige la medición de los volúmenes y
energía entregada a PGPB en el SNG.
Con base en lo anterior, la Gerencia de Estrategias de Comercialización de
Hidrocarburos (PEP) y la Gerencia de Relaciones Interorganismos y Logística (PGPB),
establecieron realizar los ajustes comerciales derivados de la desviación del poder
calorífico del gas seco entregado en los puntos de entrega de la Zona Golfo Centro
desde el mes de enero de 2009, con base en el Procedimiento de Reclamaciones y al
periodo de reclamación; en principio debería aplicarse desde los 60 días anteriores a
la fecha de reclamación. No obstante, que la fecha de reclamación se documentó
155 días después; PEP y PGPB a partir de los resultados que arrojaron los análisis
”d)
14
Grupo Funcional Desarrollo Económico
”e)
que se llevaron a cabo en donde se observa que desviaciones se dieron desde el
mes de enero de 2009, por que se tomó la decisión de realizar las notas de crédito
correspondientes, refiriéndose al párrafo del numeral 1. Periodo de reclamación
que a la letra dice: ‘o bien, a partir de la fecha que se conozca la desviación de lo
pactado en el contrato’.
…
En principio de la aclaración Pemex Exploración y Producción presentó los
documentos de las comunicaciones sobre la reclamación; así como las minutas de
trabajo de las áreas operativas y comerciales de PEP y PGPB, para llegar a definir los
elementos técnicos, metodológicos y normativos para la toma de decisión de
realizar los ajustes correspondientes…”.
Por otra parte, se verificó el cálculo del ajuste realizado por PEP en dos casos
correspondientes a los puntos de entrega: Estación de medición Papan, Campo Veinte,
Campo Novillero, Cocuite, Campo Rincón Pacheco y Playuela y se constató que el ajuste del
poder calorífico de condiciones estándar a condiciones PEMEX se realizó de acuerdo a la
normativa aplicable.
4.
Ventas de petróleo crudo interorganismos
Al 31 de diciembre de 2010, las ventas de petróleo crudo interorganismos se integraron en
la contabilidad como sigue:
VENTAS DE CRUDO INTERORGANISMOS, 2010
(Miles de pesos)
Cuenta
Número
Importe
Nombre
51030310
Venta interorganismo crudo pesado refinación
140,730,826.6
51030311
Venta interorganismo crudo ligero refinación
261,433,754.3
51030312
Venta interorganismo crudo super ligero refinación
Total
FUENTE:
128,514.6
402,293,095.5
Balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2010, proporcionada por la
Gerencia de Recursos Financieros de Pemex Exploración y Producción (PEP).
Los importes presentados en las bases de datos que opera PEP relativos a las ventas
interorganismos de crudo pesado, ligero y superligero, por 402,293,095.5 miles de pesos,
coincidieron con los reportados en la balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2010.
Cabe señalar que en el oficio núm. 330-SAT-IV-2-HFC-4792/07 del 27 de marzo de 2007, la
Administración Central Jurídica de Grandes Contribuyentes del Servicio de Administración
Tributaria (SAT) estableció la clasificación de las corrientes no exportables en crudos ligeros
(Papaloapan, Marfo, Arenque y Pozoleo), y pesados (Naranjos, Altamira, Antares, Muro,
Horcón, Álamo, y Perdiz).
15
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
La Auditoría Superior de la Federación agrupó las ventas de las corrientes no exportables
con base en la clasificación mencionada y las comparó con lo reportado en la balanza,
conforme a lo siguiente:
COMPARATIVO DE VENTAS DE CORRIENTES NO EXPORTABLES CONFORME A LA CLASIFICACIÓN
ESTABLECIDA POR EL SAT, 2010
(Miles de pesos)
Base de datos
Crudos/Corrientes no exportables
Importe
Total
Balanza
Variación
Superligero
Olmeca interorganismos
128,514.6
128,514.6
0.0
271,893,183.0
261,433,754.3
10,459,428.7
130,271,397.9
140,730,826.6
(10,459,428.7)
402,293,095.5
402,293,095.5
0.0
Ligero
Arenque
1,598,579.5
Marfo
10,459,428.7
Pozoleo
10,670,828.7
Matapionche
Istmo interorganismos
313,720.6
248,850,625.5
Subtotal
Pesado
Naranjos
4,453,304.8
Muro
63,742.0
Horcon
14,082.8
Alamo
39,738.3
Perdiz
1,477,512.2
Altamira
420,077.4
Maya interorganismos
123,802,940.4
Subtotal
Total
FUENTE:
Balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2010 y base de datos de las ventas a Pemex Refinación
de 2010, proporcionadas por la gerencias de Recursos Financieros y de Estrategias de Comercialización
de Hidrocarburos de PEP.
Se observó que PEP clasificó la corriente Marfo en la balanza de comprobación como crudo
pesado, y en el oficio mencionado el SAT lo clasificó como ligero.
Al respecto, el 17 de octubre de 2011 la entidad fiscalizada aclaró que “Los °API (American
Petroleum Institute) es una escala arbitraria que expresa la gravedad o la densidad de
productos petrolíferos líquidos. La escala de medición se calibra en términos de grados API,
y se calcula mediante la siguiente ecuación:
”Grados API= (141.5/(sp gr 60°F))-131.5
”Por lo general, los crudos ligeros y livianos generalmente exceden los 38 grados API. Los
crudos medios se encuentran en el rango de 26 a 38 grados de gravedad API, mientras que
los crudos pesados registran una gravedad API inferior a 26 grados.
16
Grupo Funcional Desarrollo Económico
”A partir de 1992, fecha en que se establecieron los organismos subsidiarios, el crudo
Marino, Faja de Oro tenía una gravedad específica de 28°API. Posteriormente, a partir de
1998, a esta corriente se incorpora el crudo Antares con una gravedad específica de 23°API,
sin que se altere la densidad del crudo Marino dado que los volúmenes incorporados fueron
poco significativos.
”Así, la gravedad específica del crudo Marfo/Antares promedió 28.69°API, hasta principios
de octubre de 2008, en donde como consecuencia del desarrollo de los campos del Activo
Aceite Terciario del Golfo y de los cambios naturales por la explotación de los yacimientos,
se registró una disminución en su densidad, ajustándose a un nivel promedio de 24.70°API.
”En enero de 2010, se actualiza la especificación contractual de 25°API a 24.53°API; con lo
cual se refleja el comportamiento real de la gravedad específica del crudo Marfo, ya que
como se puede observar, durante el 2010, el volumen de crudo entregado al SNR (Sistema
Nacional de Refinación) registró un nivel promedio de 24.88°API, ligeramente superior al
nivel contractual.
”Por ello, tomando como base la densidad en °API y las referencias del mercado, el Marfo
está clasificado como crudo pesado.
”No obstante lo anterior, se aclara que la metodología aplicada para su valoración también
es correcta, ya que actualmente se cumple con la disposición establecida en el oficio núm.
330-SAT-IV-2-HFC-4792/07 del 27 de marzo de 2007, emitido por la Administración Central
Jurídica de Grandes Contribuyentes del Servicio de Administración Tributaria (SAT), el cual
establece que la corriente no exportable de crudo Marfo (considerado como ligero en ese
momento), tome como referencia el crudo Istmo a efecto de determinar el precio promedio
ponderado de los crudos no exportables, esto se puede apreciar en el catálogo de precios y
tarifas interorganismos emitido por la DCF (Dirección Corporativa de Finanzas)”.
17
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Adicionalmente, el 23 de noviembre de 2011 la Gerencia de Control de Gestión proporcionó
el oficio núm. PEP-SDC-GECH-000553-2011 del 23 de noviembre de 2011 mediante el cual la
Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos solicitó a la Gerencia de
Transporte y Distribución de Hidrocarburos, Norte, “realizar las actividades necesarias para
obtener un análisis técnico (assay) del crudo Marfo considerando su calidad actual a efecto
de actualizar su valoración.
”La muestra de crudo Marfo, deberá ser representativa de las condiciones actuales de
entrega al Sistema Nacional de Refinación y obtenida en presencia del personal de Pemex
Refinación, de acuerdo con el procedimiento técnico establecido, de manera que se
asegure la confiabilidad del análisis y sus resultados.
”Asimismo, se requiere que los rendimientos del crudo sean determinados considerando un
esquema de refinación con configuración de alta conversión tipo Coker, para que el ajuste
por diferencial de rendimientos se encuentre alineado y relacionado con el crudo de
referencia que le corresponde”.
Conforme a lo anterior, la clasificación contenida en el oficio núm. 330-SAT-IV-2-HFC4792/07 del 27 de marzo de 2007, emitido por la Administración Central Jurídica de Grandes
Contribuyentes del SAT, deberá ser actualizada atendiendo al comportamiento real de la
gravedad específica del crudo Marfo.
Por otra parte, las ventas están integradas por 1,137 facturas, 16 notas de débito, 1,964
notas de crédito y 3 cancelaciones por 410,087,123.7; 100.6; 1,655,655.3, y 6,138,473.5
miles de pesos, respectivamente. Se revisaron 49 facturas por 115,695,562.6 miles de pesos,
el 28.2% del total, las cuales cumplieron con los requisitos fiscales. Además, el registro
contable de la venta y del cobro se efectuó de conformidad con el Catálogo de Cuentas y los
pagos se realizaron dentro de los 30 días naturales establecidos en el contrato de compraventa de crudo celebrado entre PEP y Pemex Refinación.
Se revisó el soporte documental de las 49 facturas (199 notas de entrega recepción, 322
reportes de volúmenes medidos por día y 180 informes diarios de pruebas de facturación) 1.
El volumen bruto registrado en las notas de entrega recepción coincidió con el informado en
los reportes de volúmenes medidos por día.
Al comparar los datos del informe diario de pruebas de facturación con los registrados en las
notas de entrega recepción, se constató que no existe consistencia en el redondeo de los
decimales del concepto “Viscosidad SSU @ 37.8 °C”, ya que se observó que en 57 casos se
reportaron en el informe cifras con terminación en decimales del 0.5 al 0.9 en ese concepto,
y al consignarse en la nota de entrega recepción en 35 casos no se utilizó el criterio de
incrementar el decimal a la siguiente unidad, lo que sí sucedió en 22 casos.
1
18
La cantidad de notas de entrega recepción, reportes de volúmenes medidos por día e informes diarios son distintos
porque a cada nota le puede corresponder uno o más reportes e informes, a los reportes e informes les puede
corresponder una o más notas.
Grupo Funcional Desarrollo Económico
Al respecto, con motivo de la auditoría la entidad fiscalizada proporcionó el memorándum
núm. MH-61000-021-2011 y correo electrónico del 10 y 11 de octubre de 2011,
respectivamente, mediante los cuales el Área de Hidrocarburos de PEP dio a conocer a las
áreas de Control de Calidad, Comercialización, Operación, y Operación y Transporte de Gas
“que el redondeo por concepto de ‘Viscosidad SSU @ 37.8 °C’, debe ser homogéneo en
función de los decimales. Para su captura en el sistema SAP/R3 debe realizarse
considerando los siguientes valores: de 0.1 a 0.4 conserva el valor inmediato inferior
registrado en el reporte de calidad, de 0.5 a 0.9 se tomará el valor inmediato superior, lo
anterior para que exista consistencia y homogeneidad en el redondeo de los decimales”.
También se revisaron 25 notas de crédito de 8 facturas de crudo Istmo y 14 notas de crédito
de 8 facturas de crudo Maya vendido en la Estación Nuevo Teapa al Sistema Nacional de
Refinación (SNR). Estas notas fueron por ajustes comerciales de azufre, Presión de Vapor
Reid (PVR), exceso de sal y por gravedad específica (API), como se muestra enseguida:
MONTO DE NOTAS DE CRÉDITO, 2010
(MILES DE PESOS)
Concepto
Cantidad de notas
Monto
Maya
Istmo
Azufre
7.0
4.0
(40,579.9)
(4,472.7)
PVR
8.0
0.0
(121.9)
(0.0)
Sal
8.0
8.0
(101,757.3)
(169,330.1)
API
2.0
2.0
(4,313.2)
(5,532.1)
25.0
14.0
(146,772.3)
(179,334.9)
Total
FUENTE:
Maya
Istmo
Base de datos de facturas y notas de crédito de las ventas de petróleo crudo a
Pemex Refinación.
Se constató que los montos se determinaron en cumplimiento de la normativa.
Véase acción(es):
5.
10-0-06E00-02-0726-01-001
10-1-18T4L-02-0726-01-001
Ventas de petróleo crudo de exportación
Las ventas de petróleo crudo de exportación realizadas por Pemex Exploración y Producción
(PEP) a PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), se integraron en la contabilidad,
como sigue:
19
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
VENTAS DE PETRÓLEO CRUDO DE EXPORTACIÓN, 2010
(Miles de pesos)
Cuenta
Número
Importe
Nombre
51020001
Venta exportación crudo Istmo
27,026,040.8
51020002
Venta exportación crudo Maya
343,266,355.6
51020004
Venta exportación crudo Olmeca
77,563,625.9
51020005
Venta exportación crudo Altamira
4,011,146.7
Total
FUENTE:
451,867,169.0
Balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2010 proporcionada por la Gerencia
de Recursos Financieros de PEP.
Los importes presentados en las bases de datos que opera PEP relativos a las ventas de
petróleo crudo de exportación, por 451,867,169.0 miles de pesos, coincidieron con los
reportados en la balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2010.
Las ventas están integradas por 1,139 facturas, 122 notas de débito, 116 notas de crédito y
1 cancelación por 451,451,633.9; 2,115,036.5; 1,572,957.5, y 126,543.9 miles de pesos,
respectivamente.
Se revisaron 46 facturas por 29,937,056.8 miles de pesos, el 6.6%, las cuales cumplieron con
los requisitos fiscales; además, el registro contable de la venta y del cobro se hizo de
conformidad con el Catálogo de Cuentas.
Cada una de las facturas revisadas contó con el conocimiento de embarque y con el informe
de pruebas analíticas del aceite crudo de exportación y el volumen neto reportado en el
primero coincidió con el volumen grueso menos el porcentaje por contenido de agua
reportado en el segundo.
El importe facturado y registrado con ajustes en precio consignado en la base de datos de
ventas de exportación difiere del valor del volumen neto informado en el conocimiento de
embarque determinado con base en el precio final, ya que en tres órdenes de venta el
importe es menor, respecto al importe cobrado, como se muestra enseguida:
20
Grupo Funcional Desarrollo Económico
VALORACIÓN DEL VOLUMEN FACTURADO, 2010
(Miles de dólares)
Orden de venta
ASF
Volumen
Precio final
Importe
(barriles)
PEP
Importe
cobrado
Variación
10-CEB-010
1,000,152
77.87
77,881.8
77,887.4
5.6
10-PMI-013
1,986,203
65.92
130,930.5
131,046.0
115.5
10-PMI-015
1,034,856
65.24
Total
FUENTE:
67,514.0
74,978.4
7,464.4
276,326.3
283,911.8
7,585.5
Facturas, notas de crédito, notas de débito, conocimiento de embarque y base de datos de
las ventas de exportación proporcionadas por la Gerencia de Estrategias de Comercialización
de Hidrocarburos.
Conforme a lo anterior, se determinó una variación de 7,585.5 miles de dólares,
equivalentes a 93,921.4 miles de pesos, al tipo de cambio de 12.3817 vigente el 31 de
diciembre de 2010.
Cabe señalar que de las órdenes de venta 10-PMI-013 y 10-PMI-015 la observación se aclaró
en la auditoría núm. 730 “Comercialización de Petróleo Crudo”.
De la orden de venta núm. 10-CEB-010 el 17 de octubre de 2011 la entidad fiscalizada
proporcionó oficio del 6 de enero de 2011 emitido por la Gerencia de Estrategias de
Comercialización de Hidrocarburos e impresión de las pantallas del Sistema de Aplicaciones
y Procesamiento de Datos (SAP), conforme al oficio los 5.6 miles de dólares, equivalentes a
71.0 miles de pesos, corresponden a un monto pendiente de aplicar por redondeo de las
órdenes de venta 10-RID-003, 10-CEB-010 y 10-PRL-002 por 2.6, 1.5 y 1.5 miles de pesos,
respectivamente; sin embargo, se observa que en las pantallas y en la nota de débito
correspondiente se muestran los 5.6 miles de dólares afectando sólo la orden de venta 10CEB-010 y en la nota de débito se clasificó como “Ajuste en precio” sin especificar que se
trata de redondeo.
Se revisaron 13 notas de crédito por ajuste en precio que corresponden al mismo número
de facturas por la venta de petróleo crudo de exportación, como se muestra enseguida:
21
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
NOTAS DE CRÉDITO POR AJUSTE EN PRECIO A FACTURAS DE EXPORTACIÓN, 2010
(Miles de pesos)
No.
Orden
Factura
NC
1
10-RYT-004
93110238
97101291
Volumen (B)
A
975,863.0
Precio (USD/B)
Provisional Ajustado
B
C
66.34
Importe del ajuste
A*(B-C)/1000
74.97
8,421.7
2
10-RYT-005
93110247
97101293
703,093.0
66.34
74.97
6,067.7
3
10-RYT-018
93110676
97101316
975,041.0
64.65
68.69
3,939.2
4
10-RYT-019
93110712
97101317
970,060.0
64.65
68.69
3,919.0
5
10-RYT-020
93110736
97101318
749,887.0
64.65
68.69
3,029.5
6
10-RYT-024
93110856
97101330
969,495.0
68.07
75.97
7,659.0
7
10-RYT-025
93110865
97101331
975,481.0
68.07
75.97
7,706.3
8
10-RYT-027
93110953
97101332
707,370.0
68.07
75.97
5,588.2
9
10-RYT-030
93111031
97101375
974,969.0
74.38
80.01
5,489.1
10
10-PMI-017
93110461
96103821
1,000,426.0
71.69
68.25
(3,441.5)
11
10-PMI-020
93110464
96103822
1,001,000.0
71.69
68.25
(3,443.4)
12
10-PMI-021
93110465
96103841
974,674.0
73.59
65.81
(7,583.0)
13
10-RID-002
93110253
97101292
1,799,837.0
69.93
74.07
7,451.3
FUENTE: Base de datos de facturas y notas de crédito de las ventas de petróleo crudo a PMI.
Se calcularon los precios provisionales y el ajuste de los mismos, y se constató que los
montos de la notas de crédito se determinaron de conformidad con la normativa.
Véase acción(es):
6.
10-1-18T4L-02-0726-01-002
Cálculo de los Derechos sobre los Hidrocarburos
Se analizaron 57 declaraciones, (33 normales y 24 complementarias) del Derecho Ordinario
sobre Hidrocarburos (DOSH), el Derecho Extraordinario sobre Exportación de Petróleo
Crudo (DESEP), el Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de
Energía (DEIME), el Derecho para la Fiscalización Petrolera (DFP) y el Derecho sobre
Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE) presentadas por Pemex Exploración y
Producción (PEP). Se constató que por todos los derechos se pagaron 631,871,966.7 miles
de pesos, como sigue:
22
Grupo Funcional Desarrollo Económico
DERECHOS A LOS HIDROCARBUROS PAGADOS
EN EL EJERCICIO FISCAL DE 2010
(Miles de pesos)
Derecho
Importe
DOSH
542,779,276.9
DESEP
10,893,187.4
DEIME
3,895,286.1
DFP
29,214.6
DSHFE
74,275,001.7
Total
631,871,966.7
FUENTE:
Declaraciones normales y complementarias mensuales,
trimestrales y anuales, correspondientes al ejercicio fiscal de
2010, proporcionadas por la Subgerencia Fiscal de PEP.
Se revisó el cálculo de los derechos pagados en las declaraciones normales y se observó que
en las correspondientes al DOSH no se incluyeron las deducciones de costos, gastos e
inversiones en las declaraciones de enero a abril. Al respecto, PEP informó que “el sistema
de deducibles se concluyó hasta el mes de marzo de 2010; sin embargo, la información del
2010 se tuvo lista hasta el mes de mayo de ese mismo año; por lo tanto, durante los meses
de enero a abril de 2010 no se contaba con la información de los costos, gastos e
inversiones a nivel de campo”.
De las 24 declaraciones complementarias del DOSH, DEIME, DFP y DSHFE, PEP informó que
se presentaron por las causas siguientes:
“a) Reclasificación de 8 campos del régimen general (DOSH) al régimen de Chicontepec
(Impactó de enero a abril 2010).
”b) Se incluyó la información relativa a los costos, gastos e inversiones de los campos del
DOSH (Impactó de enero a abril 2010), derivado de la implementación del sistema de
deducciones, el cual comenzó a operar a partir del mes de marzo de 2010; sin
embargo, la información del 2010 se tuvo lista hasta el mes de mayo de ese mismo
año.
”c) Corrección del volumen de producción de gas no asociado para el 2006, tomando la
producción total de los campos a ese año como régimen general, ya que en 2006 sólo
existía el régimen general (DOSH). (Impactó de enero a julio 2010).
”d) Actualización del remanente de inversiones anteriores a 2006. (Impactó de enero a
julio 2010).
”e) Adecuaciones a la hoja de cálculo para que las ventas de exportación mensuales por
tipo mezcla se leyeran directamente de la cédula origen donde se determinan las
ventas y los precios de exportación mensuales y no se acumularan en la hoja
electrónica.
23
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
”Se detectó que en algunos meses existían diferencias de .01 centavo entre los
precios promedios ponderados de exportación por tipo mezcla que se determinan en
la Subgerencia Fiscal, y los que se estaban determinando mediante fórmula en la hoja
de cálculo electrónica; por tal motivo, se realizaron las adecuaciones pertinentes a la
hoja para corregir dicha situación. (Impactó de enero a diciembre de 2010).
”f) Con la implantación del Sistema de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH),
se detectó que existen algunos casos en los cuales dentro de una misma corriente
(crudos no exportables) pueden existir 2 tipos mezcla distintos, es decir, campos que
producen crudo ligero y campos que producen crudo pesado. Sin embargo, con la
finalidad de apegarse al criterio emitido por el SAT con oficio No. 330-SAT-IV-2-HFC4792/07, donde instruyó a PEP cómo determinar los precios promedios ponderados
de los crudos no exportables y los crudos de referencia a utilizar para los tipos de
crudo pesado o ligero, personal de la Subgerencia Fiscal ajustó mensualmente en la
hoja de cálculo la producción de estos crudos que reporta el Sistema de Información
de Balance de Hidrocarburos (SIBH), para que en aquellas corrientes donde existen
los 2 tipos mezcla, se convirtiera la producción del campo que tiene un tipo distinto al
de la corriente y crudo de referencia definido por el SAT al crudo de referencia que se
definió en el oficio antes citado del SAT, y de esta manera valorar la producción
acumulada de cada tipo de crudo no exportable multiplicando el precio promedio
ponderado de cada uno de los crudos no exportables por el volumen de producción
de cada uno de los crudos no exportables en el período de que se trate. (Impactó de
enero a julio 2010)”.
Se constató que el cálculo de las declaraciones complementarias presentadas el 31 de
marzo de 2011 fue correcto.
Además, en las declaraciones del DOSH de marzo a diciembre y anual de 2010 se dedujo el
DSHFE por un monto de 74,275,001.7 miles de pesos, el cual coincidió con lo pagado por
este derecho.
Por otra parte, se calculó el factor para deducir la parte proporcional del DEIME y DFP con
base en la representatividad del valor de los volúmenes totales de extracción de petróleo
crudo y gas natural informados en la determinación del DOSH, en relación con el valor de
extracción total de 2010 por trimestre, como se muestra a continuación:
24
Grupo Funcional Desarrollo Económico
CÁLCULO DEL FACTOR PARA DETERMINAR LA PARTE PROPORCIONAL A DEDUCIR
DEL DEIME Y DFP, 2010
(Miles de pesos)
Trimestre
Valor de la extracción de petróleo crudo y gas natural
(1)
(1)
TOTAL
DOSH
Parte proporcional
correspondiente al DOSH
Primero
245,474,557.8
240,639,403.4
98.03028287%
Segundo
479,608,308.1
469,619,768.8
97.91735482%
Tercero
717,488,353.8
701,913,603.3
97.82926783%
Cuarto
973,821,515.4
952,055,821.8
97.76491962%
FUENTE:
(1)
Pagos provisionales y declaraciones anuales complementarias del DOSH, DEIME y DFP,
correspondientes al ejercicio fiscal de 2010, proporcionadas por la Subgerencia Fiscal de PEP.
Valor de la producción acumulada.
PEP informó que “la regla que se sigue es redondear las cifras a 4 decimales (diezmilésimo).
Art. 17-A décimo párrafo del CFF”, por lo que conforme al artículo citado el factor se truncó
a cuatro decimales y se aplicó al importe pagado en las declaraciones trimestrales
complementarias correspondientes al ejercicio fiscal de 2010 del DEIME y DFP; dicho monto
coincidió con lo determinado por PEP y deducido en las declaraciones complementarias
mensuales y anual del DOSH.
7.
Presentación y pago de las declaraciones de los Derechos sobre los Hidrocarburos
Pemex Exploración y Producción (PEP) presentó 57 declaraciones del Derecho Ordinario
sobre Hidrocarburos (DOSH), el Derecho Extraordinario sobre Exportación de Petróleo
Crudo (DESEP), el Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de
Energía (DEIME), el Derecho para la Fiscalización Petrolera (DFP) y el Derecho sobre
Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), como sigue:
DECLARACIONES PRESENTADAS POR PEP DEL EJERCICIO FISCAL 2010
(Miles de pesos)
Declaraciones
Pagadas
Concepto
Normales
Compl.
Total
2010
DOSH
13
12
25
530,550,947.4
12,228,329.5
542,779,276.9
DSHFE
5
4
9
55,728,682.6
18,546,319.1
74,275,001.7
DESEP
5
0
5
6,643,974.1
4,249,213.3
10,893,187.4
3,895,286.1
2011
Total
DEIME
5
4
9
2,869,929.8
1,025,356.3
DFP
5
4
9
21,524.5
7,690.1
29,214.6
33
24
57
595,815,058.4
36,056,908.3
631,871,966.7
Total
FUENTE:
Pagos provisionales y declaraciones anuales normales y complementarias, correspondientes al ejercicio fiscal de
2010, proporcionadas por la Subgerencia Fiscal de PEP.
25
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Las 33 declaraciones normales correspondientes al ejercicio fiscal de 2010 (12 mensuales
del DOSH, 16 trimestrales de los derechos distintos del DOSH y 5 anuales), se presentaron
en tiempo.
El importe a cargo de PEP de los derechos a los hidrocarburos por 631,871,966.7 miles de
pesos, más la actualización y recargos por un total de 27,263.0 miles de pesos, se liquidaron
en efectivo y mediante la compensación de saldos a favor de ejercicios anteriores y del IEPS
negativo, como sigue:
PAGO DE LOS DERECHOS A LOS HIDROCARBUROS, 2010
(Miles de pesos)
Concepto
DOSH
Derecho a cargo
DSHFE
542,779,276.9
DESEP
DEIME
74,275,001.7
10,893,187.4
3,895,286.1
DFP
Total
29,214.6
631,871,966.7
Más
Actualización y
recargos
Total a pagar
27,178.4
54.0
___________
30.4
0.2
27,263.0
542,806,455.3
74,275,055.7
10,893,187.4
3,895,316.5
29,214.8
631,899,229.7
524,067,210.8
74,274,100.3
10,893,187.4
3,895,250.0
29,214.4
613,158,962.9
Menos
Efectivo
Saldos a favor
años anteriores
IEPS negativo
Total pagado
Saldo a (favor)
FUENTE:
190,674.2
2,008.7
848.1
6.3
193,537.3
18,706,170.3
____________
___________
__________
_______
18,706,170.3
542,964,055.3
74,276,109.0
10,893,187.4
3,896,098.1
29,220.7
632,058,670.5
(157,600.0)
(1,053.3)
0.0
(5.9)
(159,440.8)
(781.6)
Declaraciones normales y complementarias del DOSH, DSHFE, DESEP, DEIME y DFP, correspondientes al ejercicio
fiscal de 2010, proporcionadas por PEP.
Por otra parte, se verificó el cálculo de actualización y recargos por 5,452.8 y 21,810.2 miles
de pesos, que se pagaron en seis declaraciones complementarias (una del DOSH, dos del
DEIME, dos del DFP y una del DSHFE), y se comparó con lo determinado por PEP, con los
resultados siguientes:
ACTUALIZACIONES Y RECARGOS PAGADOS POR PEP, 2010
(Miles de pesos)
Derecho
Actualización
PEP
Recargos
Dif. pagada de
más o (menos)
PEP
ASF
Dif. pagada de
más o (menos)
DOSH
5,440.5
6,817.8
(1,377.3)
21,737.9
22,298.0
(560.1)
DSHFE
9.6
75.2
(65.6)
44.4
45.9
(1.5)
DEIME
2.7
28.8
(26.1)
27.7
28.5
(0.8)
DFP
Total
FUENTE:
26
ASF
0.0
0.2
(0.2)
0.2
0.2
5,452.8
6,922.0
(1,469.2)
21,810.2
22,372.6
0.0
(562.4)
Declaraciones complementarias del DOSH, DSHFE, DEIME y DFP, correspondientes al ejercicio fiscal de
2010, proporcionadas por PEP.
Grupo Funcional Desarrollo Económico
PEP calculó la actualización y recargos del importe de los derechos a cargo del periodo
comprendido entre la fecha en la que debieron pagarse los derechos (febrero de 2010 para
el DOSH; julio de 2010 para el DSHFE, y abril y julio de 2010 para las dos del DFP y las dos del
DEIME) y la fecha en la que se presentaron las declaraciones complementarias con saldos a
favor a compensar (septiembre 2010). Al respecto, en el artículo 12, párrafo último, del
Reglamento del Código Fiscal de la Federación se establece este procedimiento sólo para
recargos, por lo que la actualización debió realizarse desde la fecha en que debió pagarse
cada derecho hasta el momento de su pago (marzo de 2011).
Como resultado de la auditoría, el 22 de agosto de 2011 PEP informó que corrigió dicho
error y proporcionó seis declaraciones complementarias que presentó con los importes
observados actualizados al 19 de agosto de 2011 (fecha de pago), así como los sellos
digitales de las transferencias electrónicas, por 1,319.8 y 7,886.3 miles de pesos por
actualización y recargos, respectivamente, en cumplimiento de la normativa.
8.
Deducción del Excedente de Gas Natural no Asociado
Para determinar el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) se deducen diversos
conceptos, entre los que se encuentra el monto de 0.50 dólares estadounidenses por cada
millar de pie cúbico (mpc) de gas natural no asociado extraído en 2010, adicional al volumen
obtenido en el 2006.
Al respecto, se analizó la base de datos anual del Sistema de Información de Balance de
Hidrocarburos (SIBH), que opera Pemex Exploración y Producción (PEP).
Se calculó la producción acumulada del gas no asociado para 2010 con la base de datos del
SIBH de 2010, y se le disminuyó la producción acumulada de gas no asociado del 2006;
además, se determinó el excedente de producción, como se muestra enseguida:
27
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
DETERMINACIÓN DEL EXCEDENTE DE GAS NATURAL NO ASOCIADO DE 2010 RESPECTO DE 2006
(Miles de pies cúbicos)
Mes
2006
2010
Excedente
Acumulado
Mensual
(1)
Acumulada
(2)
Mensual
(3)
Acumulada
(4)
Enero
63,137,508.3
63,137,508.3
81,502,557.7
81,502,557.7
18,365,049.4
Febrero
57,248,107.5
120,385,615.8
74,355,499.6
155,858,057.3
35,472,441.5
Marzo
65,784,500.9
186,170,116.7
80,907,561.0
236,765,618.3
50,595,501.6
Abril
66,076,884.1
252,247,000.7
77,775,041.8
314,540,660.2
62,293,659.5
Mayo
68,338,645.5
320,585,646.2
79,628,268.8
394,168,929.0
73,583,282.8
Junio
66,679,661.3
387,265,307.5
74,827,263.6
468,996,192.6
81,730,885.1
Julio
69,572,792.8
456,838,100.3
73,933,279.4
542,929,472.0
86,091,371.7
Agosto
74,433,184.9
531,271,285.2
75,140,785.5
618,070,257.4
86,798,972.2
Septiembre
71,945,664.9
603,216,950.1
71,858,441.9
689,928,699.3
86,711,749.2
Octubre
74,339,417.3
677,556,367.4
72,664,387.0
762,593,086.3
85,036,718.9
Noviembre
72,654,713.9
750,211,081.2
68,610,345.1
831,203,431.5
80,992,350.3
76,864,623.1
827,075,704.3
72,124,848.7
903,328,280.2
76,252,575.9
Diciembre
FUENTE:
(4-2)
Base anual del SIBH de gas no asociado de 2010 proporcionada por la Gerencia de Recursos Financieros de
PEP.
El volumen excedente acumulado de la extracción de gas natural no asociado de 2010
respecto de 2006 se multiplicó por los 0.50 dólares, al tipo de cambio correspondiente a
cada mes, y se determinó la deducción, como se muestra enseguida:
CÁLCULO DEL EXCEDENTE DE PRODUCCIÓN DEL DOSH, 2010
Mes
Volumen
Valoración
(mpc)
(dólares)
Tipo de cambio
Importe
(Miles de pesos)
Enero
18,365,049.4
9,182,524.7
12.8326
117,835.7
Febrero
35,472,441.5
17,736,220.7
12.8939
228,689.1
Marzo
50,595,501.6
25,297,750.8
12.7943
323,667.0
Abril
62,293,659.5
31,146,829.7
12.6612
394,356.2
Mayo
73,583,282.8
36,791,641.4
12.6644
465,944.1
Junio
81,730,885.1
40,865,442.5
12.6733
517,900.0
546,538.2
Julio
86,091,371.7
43,045,685.8
12.6967
Agosto
86,798,972.2
43,399,486.1
12.7009
551,212.5
Septiembre
86,711,749.2
43,355,874.6
12.7189
551,439.0
Octubre
85,036,718.9
42,518,359.5
12.6920
539,643.0
Noviembre
80,992,350.3
40,496,175.1
12.6580
512,600.6
Diciembre
76,252,575.9
38,126,287.9
12.6362
481,771.4
FUENTE:
28
Declaraciones complementarias de enero a diciembre de 2010, proporcionadas por la Gerencia de Recursos
Financieros de PEP.
Grupo Funcional Desarrollo Económico
El monto de la deducción del excedente acumulado de la extracción de gas natural no
asociado de 2010 respecto de 2006 determinado es igual que el reportado en las
declaraciones complementarias del DOSH de enero a diciembre de 2010.
9.
Deducción para cálculo del DOSH
Se verificó la determinación de la deducción máxima autorizada (cost cap), realizada por
Pemex Exploración y Producción (PEP) a partir de las bases de datos que opera esa entidad
correspondientes a la producción de petróleo crudo (ZRPD1), gas asociado (ZRPD2) y no
asociado (ZRPD3), así como del balance por tipo de gas (asociado y no asociado) para el
2010 y de los papeles de trabajo del Sistema de Información de Balance de Hidrocarburos
(SIBH), se determinó la producción de petróleo crudo, gas natural asociado y no asociado
(base fiscal) mensual y acumulado; en el caso del gas natural asociado, se realizó la
conversión de miles de pies cúbicos a miles de barriles de petróleo crudo equivalente
(mbpce), como se muestra a continuación:
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL ASOCIADO
Y NO ASOCIADO CONSIDERADA PARA EL CÁLCULO DEL COST CAP, 2010*
Mes
Petróleo
crudo
mb
Gas asociado
mpc
Factor de
conversión
Petróleo crudo más gas
asociado
Gas no asociado
mbpce
Mensual
Acumulada
Mensual
Acumulada
(2 X 3/1000)
mb
mb
mpc
mpc
(1 + 4)
3
4
Ene
78,940.7
83,879,103.4
0.175535055
14,723.7
93,664.4
93,664.4
79,427,915.4
79,427,915.4
Feb
71,099.4
75,407,045.3
0.176752895
13,328.4
84,427.8
178,092.2
72,490,331.4
151,918,246.8
Mzo
78,181.1
81,030,899.3
0.177887490
14,414.4
92,595.5
270,687.7
78,902,184.7
230,820,431.5
Abr
75,519.5
77,565,880.8
0.179419741
13,916.9
89,436.4
360,124.1
75,819,682.3
306,640,113.8
May
77,933.7
83,793,435.1
0.178527075
14,959.4
92,893.1
453,017.2
77,625,527.6
384,265,641.4
Jun
73,953.0
80,628,348.1
0.178671312
14,406.0
88,359.0
541,376.2
72,897,138.3
457,162,779.7
Jul
77,215.7
83,630,724.0
0.179169465
14,984.1
92,199.8
633,576.0
71,905,791.4
529,068,571.1
Ago
76,698.0
87,461,845.8
0.173689386
15,191.2
91,889.2
725,465.2
73,110,224.3
602,178,795.4
Sept
74,513.0
83,408,257.2
0.176470038
14,719.0
89,232.0
814,697.2
69,938,527.4
672,117,322.8
Oct
77,082.7
88,011,545.1
0.174111247
15,323.8
92,406.5
907,103.7
70,753,509.4
742,870,832.2
Nov
72,788.6
85,721,273.5
0.174592103
14,966.2
87,754.8
994,858.5
66,744,626.3
809,615,458.5
Dic
77,092.8
85,546,401.3
0.173998919
14,885.0
91,977.8
1,086,836.3
70,097,405.2
879,712,863.7
911,018.2
996,084,758.9
175,818.1
1,086,836.3
1
Anual
FUENTE:
2
5
879,712,863.7
Bases de datos de producción de petróleo crudo, gas natural asociado y no asociado (ZRPD1, ZRPD2 y ZRPD3), Balance por
tipo de gas (asociado y no asociado) de 2010, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de Pemex Exploración y
Producción (PEP).
* No incluye la producción de los campos considerados para el DSEH, DESH, DASH y DUSH.
mb= Miles de barriles
mpc= Miles de pies cúbicos
El cost cap para el petróleo crudo y gas natural asociado se determinó multiplicando el
volumen de producción en miles de barriles de petróleo crudo equivalente por 6.50 dólares
por barril y la del gas natural no asociado se calculó multiplicando los volúmenes de
producción por 2.70 dólares por cada millar de pie cúbico, como se detalla enseguida:
29
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
DETERMINACIÓN DEL COST CAP DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL, 2010
(Miles)
Mes
Tipo de
cambio
Crudo y gas
asociado
Gas no
asociado
(bpce)
(pc)
1
2
3
Cost Cap (Pesos)
Petróleo crudo y
gas asociado
Gas no asociado
(1 X 3 X 6.5 dls)
(2 X 3 X 2.7dls)/1000)
Total
Ene
93,664.4
79,427,915.4
12.8252
7,808,220.3
2,750,433.0
10,558,653.3
Feb
178,092.2
151,918,246.8
12.8818
14,911,962.7
5,283,847.3
20,195,810.0
Mzo
270,687.7
230,820,431.5
12.7766
22,480,045.0
7,962,570.9
30,442,615.9
Abr
360,124.1
306,640,113.8
12.6320
29,569,069.6
10,458,390.4
40,027,460.0
May
453,017.2
384,265,641.4
12.6408
37,222,248.8
13,115,047.8
50,337,296.6
Jun
541,376.2
457,162,779.7
12.6495
44,512,898.6
15,613,777.6
60,126,676.2
Jul
633,576.0
529,068,571.1
12.6772
52,207,802.8
18,109,191.8
70,316,994.6
Ago
725,465.2
602,178,795.4
12.6833
59,808,403.0
20,621,558.7
80,429,961.7
Sept
814,697.2
672,117,322.8
12.7039
67,273,906.4
23,053,980.4
90,327,886.8
Oct
907,103.7
742,870,832.2
12.6768
74,744,619.2
25,426,507.4
100,171,126.6
Nov
994,858.5
809,615,458.5
12.6366
81,715,588.0
27,623,124.1
109,338,712.1
1,086,836.3
879,712,863.7
12.6102
89,083,950.2
29,952,058.9
119,036,009.1
Dic
FUENTE:
Base de datos de la producción de petróleo crudo, gas asociado y no asociado ZRPD1, ZRPD2 y ZRPD3, Balance
por tipo de gas (asociado y no asociado) y papeles de trabajo del SIBH de 2010, proporcionados por la Gerencia
de Control de Gestión de PEP.
NOTA: Las cifras no coinciden por redondeo.
El cost cap calculado por la Auditoría Superior de la Federación es igual que los valores
presentados por PEP para el cálculo del DOSH.
Por otra parte, se compararon las deducciones autorizadas permitidas por mes con el cost
cap, como sigue:
30
Grupo Funcional Desarrollo Económico
COMPARATIVO ENTRE LAS DEDUCCIONES AUTORIZADAS Y EL COST CAP (CIFRAS ACUMULADAS), 2010
(Miles de pesos)
Deducciones autorizadas (artículo 254, fracciones)
Mes
I
Enero
II
III
IV
Artículo
Quinto
Transitorio1
Total
Cost cap
(Utilizada)
613,643.7
5,289,136.4
270,940.7
5,522,797.6
302,763,680.2
314,460,198.6
10,558,653.3
Febrero
1,189,892.1
10,651,997.5
538,699.0
11,210,808.5
302,763,680.2
326,355,077.3
20,195,810.0
Marzo
1,901,663.4
16,171,098.8
809,603.8
15,982,486.5
302,763,680.2
337,628,532.7
30,442,615.9
Abril
2,603,257.0
21,883,841.6
1,093,579.2
20,820,461.6
302,763,680.2
349,164,819.6
40,027,460.0
Mayo
3,487,753.8
27,616,763.1
1,377,037.2
27,019,684.2
302,763,680.2
362,264,918.5
50,337,296.6
Junio
4,450,479.8
33,687,800.1
1,673,416.4
33,553,495.3
302,763,680.2
376,128,871.8
60,126,676.2
Julio
5,374,527.3
39,682,042.3
1,953,428.6
38,992,732.5
302,763,680.2
388,766,410.9
70,316,994.6
Agosto
6,983,411.4
45,640,794.6
2,247,731.1
45,329,599.7
302,763,680.2
402,965,217.0
80,429,961.7
Septiembre
8,147,449.1
51,811,314.1
2,539,287.7
51,252,539.9
302,763,680.2
416,514,271.0
90,327,886.8
Octubre
9,577,463.6
57,721,489.3
2,815,663.4
59,132,536.2
302,763,680.2
432,010,832.7
100,171,126.6
Noviembre
10,549,425.9
64,050,114.7
3,109,993.9
64,937,026.9
302,763,680.2
445,410,241.6
109,338,712.1
Diciembre
12,958,465.9
70,423,727.6
3,404,347.1
80,014,206.6
302,763,680.2
469,564,427.4
119,036,009.1
12,958,465.9
70,423,727.6
3,404,347.1
80,014,206.6
302,763,680.2
469,564,427.4
119,036,009.1
Anual
FUENTE:
Papeles de trabajo y declaraciones complementarias de enero a diciembre de 2010.
I.
Inversiones realizadas para la exploración, recuperación secundaria y el mantenimiento no capitalizable.
II.
Inversiones realizadas para el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural.
III.
Inversiones realizadas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento.
IV.
Costos y gastos.
1.
Otras deducciones sujetas a los límites (remanente de inversiones de ejercicios anteriores 2006, 2007, 2008 y
2009).
Con el análisis de las deducciones, se determinó que para el cálculo del DOSH las
deducciones autorizadas por concepto de "Inversiones realizadas para la exploración,
recuperación secundaria y el mantenimiento no capitalizable" (fracción I); "Inversiones
realizadas para el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural"
(fracción II); "Inversiones realizadas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o
tanques de almacenamiento" (fracción III); "Costos y Gastos" (fracción IV), y “Remanente de
ejercicios anteriores” (artículo quinto transitorio) superaron el cost cap, por lo que se utilizó
este último importe, en cumplimiento de la normativa.
A la fecha de la presentación de la declaración anual del DOSH correspondiente al ejercicio
fiscal de 2010 (31 de marzo de 2011), el remanente para deducir en ejercicios posteriores
ascendió a 350,528,418.3 miles de pesos y resultó de comparar las deducciones autorizadas
por 469,564,427.4 miles de pesos con el cost cap por 119,036,009.1 miles de pesos.
10.
Instrumentos de medición
En julio de 2011 se realizaron visitas de inspección a los instrumentos empleados en el
ejercicio 2010 para medir los volúmenes de extracción de petróleo crudo y gas natural con
los que se determinó la base fiscal para calcular el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos
(DOSH), ubicados en los complejos procesadores KU-S y KU-A del Activo Integral Ku Maloob
31
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Zaap, Akal-C y Nohoch-A del Activo Integral Cantarell, de la Región Marina Noreste; en la
batería de separación Vernet y el Módulo de Separación y Medición Provisional Shishito 1
del Activo Integral Macuspana, y en la batería de separación Cactus I del Activo Integral
Muspac de la Región Sur de Pemex Exploración y Producción (PEP).
Las visitas de inspección tuvieron como objeto constatar que los equipos de medición se
encontraran dentro de las especificaciones de funcionamiento establecidas en el Manual del
Petróleo, Estándar de Medidas, Capítulo 5 “Medición”, Sección 8 “Medición de
hidrocarburos líquidos con medidores ultrasónicos usando tecnología de tiempo
transitorio”, numerales 6, 7, 8, 10 y 12; y el apéndice A; Sección 3 “Medición de
hidrocarburos líquidos por medidores turbina”; y Capítulo 14 “Medición de Fluidos del Gas
Natural”, Sección 3 “Placas de orificio”, así como de acuerdo con lo establecido en la Norma
de Referencia NRF-083-PEMEX-2004 “Sistemas electrónicos de medición de flujo para
Hidrocarburos en Fase Gaseosa”, sección 8.3 “Especificaciones del sistema electrónico de
medición”; y en los artículos 53, párrafos segundo y tercero, y 67 de la Ley Federal sobre
Metrología y Normalización.
Activo Integral Ku Maloob Zaap
A) Centro de Proceso KU-S
Este centro está conformado por las plataformas de perforación PP-KU-G y PP-KU-S, y la
plataforma de producción PB-KU-S. En el 2010 se produjeron 206.0 miles de barriles diarios
de petróleo crudo (MBD) y 192,604.9 miles de pies cúbicos diarios (MPCD) de gas natural.
En la plataforma de producción PB-KU-S está instalado un equipo de medición de petróleo
crudo compuesto por tres medidores ultrasónicos, dos de producción y un tren maestro de
calibración, los cuales se muestran enseguida:
PATÍN DE MEDICIÓN MEDIDORES ULTRASÓNICOS
FUENTE:
32
Visita de inspección en julio de 2011.
Grupo Funcional Desarrollo Económico
Con este equipo se cuantifica la producción de petróleo crudo del centro de proceso y la
que aportan las plataformas satélites. Se constató que el arreglo de los medidores fue
congruente con las especificaciones establecidas en la normativa.
Por otra parte, el equipo de medición se encuentra integrado a un Sistema Electrónico de
Medición (SEM), formado por el medidor ultrasónico (elemento primario), los transmisores
de temperatura, presión diferencial y manométrica (elemento secundario), así como un
totalizador de flujo como elemento terciario de medición, de acuerdo con la normativa.
B) Complejo de Producción KU-A
Este centro procesador está formado por una plataforma de perforación (PP-KU-A), dos
plataformas de enlace (E-KU-A1 y E-KU-A2) y una plataforma habitacional (HA-KU-A). En el
2010 se produjeron 263.0 MBD de petróleo crudo y 192,604.9 MPCD de gas natural.
Para cuantificar la producción de petróleo crudo, en la plataforma PP-KU-A existe un equipo
de medición conformado por dos medidores ultrasónicos (un tren de producción y un tren
“maestro” de calibración), y en la plataforma PB-KU-A1 se tiene instalado un patín de
medición formado por dos separadores tipo Coriolis. Se verificó que el arreglo del equipo de
medición ultrasónico y el Coriolis correspondió a lo esquematizado en los diagramas
números B-KUA.021K.004A “Isométrico de tuberías, Patín de medición” y B1-EKUAA-849AT192-K-001 “Isométrico de tubería, interconexión para paquete de medición”.
PATÍN DE MEDIDORES ULTRASÓNICOS
FUENTE:
Visita de inspección en julio de 2011.
Por otra parte, se verificó que en la plataforma PP-KU-A está instalado un equipo de
medición para cuantificar la producción de gas natural, el cual consta de un Fitting con placa
de orificio de 24 pulgadas, como se muestra enseguida:
33
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
FITTING CON PLACA DE ORIFICIO
FUENTE:
Visita de inspección en julio de 2011.
Conforme a lo expuesto, el arreglo y operación de los equipos instalados en el complejo de
producción KU-A fue congruente con las especificaciones establecidas en la normativa.
Activo Integral Cantarell
C) Complejo de Producción Akal-C
El complejo Akal-C está formado por la plataforma Akal-C Perforación, tres plataformas de
producción Akal-C1, Akal-C2 y Akal-C3, la plataforma Akal-C Enlace y las plataformas de
compresión Akal-C4 y Akal-C6.
En este centro de proceso se recibe la producción de las plataformas satélites Akal-G, AkalP, Akal-TE, Akal-I y Akal-D; en el 2010 se produjeron 157.5 MBD de petróleo crudo, y
78,959.9 MPCD de gas natural.
Se constató que para cuantificar la producción de petróleo crudo proveniente de las
baterías de separación (de alta y de baja presión), las plataformas cuentan con un patín de
medición que consiste en un tren de medición ultrasónico y un medidor tipo turbina, los
cuales se muestran enseguida:
34
Grupo Funcional Desarrollo Económico
MEDIDOR ULTRASÓNICO Y TURBINA
FUENTE:
Visita de inspección en julio de 2011.
Una vez cuantificado, el petróleo es bombeado hacia los puntos de transferencia para su
venta al Sistema Nacional de Refinación (SNR) o a exportación, ya sea hacia la Terminal
Marítima Dos Bocas, Cayo Arcas o el FSO TA'KUNTAH (via Nohoch-A). En la visita se constató
el funcionamiento de los medidores.
Por otra parte, se constató que el gas que recorre estas baterías de separación es enviado a
las plataformas de compresión de gas Akal-C4 y Akal-C6, donde se comprime mediante
cuatro módulos de compresión de alta presión de 32,000 HP. En la descarga de cada uno de
los compresores se tiene instalado un medidor Fitting con placa de orificio para cuantificar
el gas que se envía a la plataforma Akal-C7, donde se ubica la planta de endulzamiento; una
vez procesado el gas, se envía al anillo de neumática (BN).
FITTING CON PLACA DE ORIFICIO
FUENTE:
Visita de inspección en julio de 2011.
35
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Se constató que estos trenes de medición están integrados a un cuarto de control, en donde
se cuenta con un sistema electrónico de computadores de flujo de aceite (totalizador OMNI
6000), que registra en tiempo real, el volumen de crudo que pasa por los medidores
ultrasónicos y las turbinas de medición; asimismo, los medidores tipo placa de orificio
instalados en las descargas de los compresores se encuentran integrados a este sistema
para monitorear el flujo de gas.
El arreglo y operación de los medidores de petróleo crudo y gas natural del Complejo de
Producción AKAL-C fue congruente con las especificaciones establecidas en la normativa.
D) Complejo de Producción Nohoch-A
El complejo Nohoch–A está formado por una plataforma de perforación (NHA), una
plataforma de ex-compresión (NHA Excomp.), dos plataformas de producción (NH-A1 y NHA2), una plataforma de enlace (NHA-E) y dos plataformas habitacionales. Durante el 2010,
en este centro de proceso se produjeron 132.0 MBD de petróleo crudo y 210,034.5 MPCD
de gas natural, proveniente de los pozos de la plataforma NHA y de las plataformas satélites
Akal-R, Akal-H, Takin-A, Chac-A y Nohoch-C. El crudo procesado es enviado a través de un
oleoducto de 36 pulgadas hacia la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB), para su
distribución al Sistema Nacional de Refinación (SNR) o para exportación.
Se verificó que para cuantificar la producción de petróleo crudo que es enviado a la TMDB,
en la plataforma NHA-E se tiene instalado un patín de medición formado por un medidor
ultrasónico y un medidor tipo turbina, los cuales cumplen en su arreglo y operación con la
normativa.
MEDIDOR ULTRASÓNICO Y TURBINA
FUENTE: Visita de inspección en julio de 2011.
36
Grupo Funcional Desarrollo Económico
Activo Integral Macuspana
E) Batería de Separación Vernet
En esta instalación se procesa la producción de petróleo crudo y gas natural de los campos
Vernet, Cafeto y Shishito, así como los hidrocarburos líquidos de la Batería de Separación
José Colomo. La producción de petróleo crudo es enviada a la batería de separación Samaria
II, para ser entregada posteriormente a Nuevo Teapa para su venta al Sistema Nacional de
Refinación (SNR).
Se constató que para cuantificar la producción que se envía a la batería de separación
Samaria II se emplea un medidor ultrasónico instalado en oleoducto de salida de esta
instalación hacia la batería de separación Samaria II, el cual se muestra a continuación:
MEDIDOR ULTRASÓNICO
FUENTE: Visita de inspección en julio de 2011.
Por otra parte, se verificó que la producción de gas de esta instalación es cuantificada
mediante un medidor Fitting con placa de orificio y registrador de flujo. Esta producción de
gas se envía al Complejo Procesador de Gas de Ciudad Pemex, perteneciente a Pemex Gas y
Petroquímica Básica (PGPB).
Finalmente se constató que la instalación y funcionamiento de los medidores correspondió
a lo esquematizado en los diagramas números A-302 “Medición y separación Vernet” y A302 “Proceso en baja presión”.
37
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
FITTING CON PLACA DE ORIFICIO
FUENTE: Visita de inspección en julio de 2011.
Conforme a lo expuesto, el arreglo y funcionamiento de los medidores cumplió con lo
establecido en la normativa.
F) Módulo de Separación y Medición Provisional Shishito 1
La producción se obtiene a través de los pozos Shishito 2, 3, 5, 6, 7, 11 y 12, el petróleo
crudo se bombea por el oleoducto de 6 pulgadas hacia la batería de separación Vernet. El
gas es succionado por un compresor y enviado al cabezal de separación Shishito 5, y
posteriormente va al gasoducto de 36 pulgadas hacia Nuevo Pemex. Para cuantificar la
producción de gas en esta instalación se emplea un medidor Fitting con placa de orificio y
con registrador de flujo, el cual se muestra enseguida:
38
Grupo Funcional Desarrollo Económico
FITTING CON PLACA DE ORIFICIO
FUENTE: Visita de inspección en julio de 2011.
Se constató la operación del equipo de medición y se comprobó que el arreglo del mismo
correspondió al diagrama A-302 “Medición y separación de gas Shishito 5”, de conformidad
con la normativa.
Activo Integral Muspac
G) Batería de Separación Cactus I
En la batería de separación Cactus I se recibe la producción de los campos Cactus, Teotleco,
Juspi y Arroyo Zapata. Durante el 2010 los pozos que aportaron producción fueron Cactus 3,
5, 4D, 60, 61, 61D, 85, 107, 302, 1002, 1003 y 1004, Teotleco 1, 2, 7, 9, 11, 17, 42 y 1001,
Juspi 1A, 101A, 1001, 1002, 1004, 1005, 1006, 1009, 1016 y 1014, y AZ-1, AZ-21 y AZ-1001.
En el 2010 se extrajeron 17,307.5 MBD de petróleo crudo y 38,177.0 MPCD de gas natural.
La producción de petróleo crudo de esta instalación se envía a la Central de
Almacenamiento y Bombeo Cactus, para enviarse posteriormente a Nuevo Teapa y
entregarla al Sistema Nacional de Refinación; esta producción se cuantifica mediante un
sistema de medición formado por un medidor ultrasónico, un computador de flujo, un
transmisor de presión y un analizador de corte de agua. Se constató que el medidor
ultrasónico se encuentra instalado de acuerdo con el “Diagrama detallado y dimensionado
de la infraestructura mecánica para la instalación de los equipos de medición ultrasónicos”,
de conformidad con la normativa.
39
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
MEDIDOR ULTRASÓNICO
FUENTE: Visita de inspección en julio de 2011.
11.
Programas de mantenimiento
En el “Programa Anual de Mantenimiento Preventivo a Instrumentos de Medición y Control
2010”, para la batería de separación Vernet del activo Macuspana, se previó el
mantenimiento semestral al Fitting con placa de orificio (FE-01) y al Registrador de flujo (FR01), durante mayo y noviembre del 2010.
Se revisaron los reportes diarios de actividad del 16 de mayo, 8 y 9 de noviembre de 2010, y
se constató que se dio mantenimiento y calibración al registrador de flujo del cabezal
general, así como mantenimiento y lubricación al Fitting porta placa de orificio, en
cumplimiento de la normativa.
Además, se revisó el “Programa de Seguimiento del Corte de Agua e Inspección a Sistemas
de Inyección de Desemulsificante” del Activo Integral Muspac de la Región Sur de Pemex
Exploración y Producción (PEP), en donde se establece que el Instituto Mexicano del
Petróleo presta el servicio de “asimilación e integración de tecnología para la medición,
operación y mantenimiento de instalaciones de producción de hidrocarburos en el Activo
Muspac”, y se programó el mantenimiento de los instrumentos de medición de la batería
Cactus I durante septiembre, octubre, noviembre y diciembre del 2010.
Se revisaron los comparativos de medición del medidor de porcentaje de agua Phase
Dynamics instalado en el tren de medición ultrasónico de la batería Cactus I, y se constató
que se realizó el mantenimiento en agosto, septiembre, octubre, noviembre y diciembre de
2010, de acuerdo con lo establecido en el programa y en la normativa.
Finalmente, se revisó el “Programa de Mantenimiento Preventivo a Turbomaquinaria 2010”
de las plataformas Akal-C7 y Akal-C8, del complejo procesador Akal-C, perteneciente al
Activo Integral Cantarell de la Región Marina Noreste de PEP. En este programa se
estableció el mantenimiento de los cuatro módulos de compresión instalados en las
plataformas citadas.
40
Grupo Funcional Desarrollo Económico
De acuerdo con el reporte de servicio de la compañía Emerson Process del 28 de octubre de
2010, se verificó y actualizó la configuración de cuatro medidores de flujo de cada módulo
de compresión de gas, y en el reporte del 31 de octubre del mismo año, se indica que se
verificó la configuración del transmisor de flujo multivariable, instrumento que transmite el
volumen de gas medido en cada módulo.
Se revisaron los reportes catorcenales de la Gerencia de Transporte y Distribución de
Hidrocarburos del 15 de julio de 2010, en donde se consignó que el 6 de julio de ese año se
dio mantenimiento al módulo de compresión B, y en la nota aclaratoria de la misma
gerencia se indicó que “los FT-4210A/B/C/D que miden el flujo en la descarga de los
módulos de compresión 1, 2, 3 y 4 están incluidos en el mantenimiento preventivo de cada
módulo de alta presión, como parte integral del programa de mantenimiento preventivo a
tales equipos y no como objeto particular de mantenimiento en el programa anual”.
Además, en el reporte catorcenal del 3 de noviembre de 2010 se mencionó que el 30 de
octubre se revisaron los transmisores de flujo FT-8061AFAA y FT-8061FAB.
Cabe mencionar que cuando se dio mantenimiento a los módulos de alta presión también
se dio a los instrumentos de medición de gas instalados, en cumplimiento de la normativa.
12.
Presentación de los Derechos sobre los Hidrocarburos en Cuenta Pública
En el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2010 se reportó una recaudación
neta por 636,412,835.3 miles de pesos del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH),
el Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), el Derecho
Extraordinario sobre Exportación de Petróleo Crudo (DESEP), el Derecho para la
Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía (DEIME) y el Derecho para la
Fiscalización Petrolera (DFP). Dicho monto fue superior en 138,448,900.2 miles de pesos, el
27.8% de la recaudación obtenida en 2009, por 497,963,935.1 miles de pesos.
Los 636,412,835.3 miles de pesos se conformaron como sigue:
41
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
RECAUDACIÓN NETA DE LOS DERECHOS SOBRE LOS HIDROCARBUROS, 2010
(Miles de pesos)
Concepto
Subtotal
Total
Ingresos
Efectivo
Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos
523,580,645.0
Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización
77,457,145.7
Derecho Extraordinario sobre Exportación de Petróleo Crudo
6,643,974.1
Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de
Energía
3,614,738.0
Derecho para la Fiscalización Petrolera
28,972.6
611,325,475.4
Más Ingresos Virtuales:
Otras formas de pago
Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos
19,823,143.4
Compensaciones
Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos
Recaudación
5,264,216.5
25,087,359.9
636,412,835.3
FUENTE: Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2010.
Se revisaron los resúmenes de Ingresos Ley, los reportes auxiliares globales diarios, las
relaciones de operaciones y los resúmenes de ingresos Ley (consolidación) de enero a
diciembre de 2010, de la Administración de Cuenta Tributaria y Contabilidad de Ingresos "5"
del Servicio de Administración Tributaria, a fin de verificar el registro de la recaudación de
los derechos citados.
En la cuenta núm. III-03-01 "Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos" se registraron
548,668,004.9 miles de pesos, correspondientes a la clave de cómputo núm. 400205 "Pagos
provisionales", que incluyeron los anticipos diarios y semanales por 194,060,664.0 y
170,042,752.0 miles de pesos, respectivamente, así como los pagos de las declaraciones
mensuales por 184,564,588.9 miles de pesos, enterados por Pemex Exploración y
Producción de enero a noviembre de 2010.
Los montos de los anticipos diarios y semanales se enteraron conforme a lo previsto en el
artículo 7, fracción I, de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2010.
En las cuentas núms. III-03-02 "Derechos sobre Hidrocarburos para el Fondo de
Estabilización", III-03-03 "Derecho Extraordinario sobre Exportación de Petróleo Crudo", III03-04 "Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía", y III03-05 "Derecho para la Fiscalización Petrolera" se reportaron 77,457,145.7, 6,643,974.1,
3,614,738.0 y 28,972.6 miles de pesos, respectivamente.
Estos pagos totalizaron 636,412,835.3 miles de pesos y coincidieron con los reportados en el
Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2010.
42
Grupo Funcional Desarrollo Económico
13.
Conciliación de los Derechos sobre los Hidrocarburos reportados en los Estados
Financieros, Declaraciones y Cuenta Pública
Se comparó el monto de la recaudación bruta del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos
(DOSH), el Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía
(DEIME), el Derecho para la Fiscalización Petrolera (DFP), el Derecho sobre Exportación de
Petróleo Crudo y el Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE)
del Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2010 por 636,412,835.3 miles de
pesos, con el pagado por Pemex Exploración y Producción (PEP) en las declaraciones del
ejercicio fiscal de 2010 por 631,871,966.7 miles de pesos, y con el informado en los estados
financieros con el informe de los auditores independientes al 31 de diciembre de 2010, por
638,516,319.3 miles de pesos. Dichos importes se conciliaron como sigue:
CONCILIACIÓN DE LOS DERECHOS SOBRE LOS HIDROCARBUROS REPORTADOS
EN LOS ESTADOS FINANCIEROS, EN LAS DECLARACIONES Y EN EL ESTADO ANALÍTICO
DE INGRESOS DE LA CUENTA PÚBLICA DE 2010
(Miles de pesos)
Concepto
Parcial
Subtotal
Estado Analítico de Ingresos
Más:
36,216,349.1
Derechos de 2010 pagados en 2011
36,216,349.1
Menos:
40,757,217.7
Saldo a favor del ejercicio
Declaraciones de 2009 pagadas en 2010
159,533.4
40,597,684.3
__________
Derechos según declaraciones
(4,540,868.6)
631,871,966.7
Más:
6,811,157.3
Saldo a favor del ejercicio
Declaraciones de ejercicios anteriores pagadas en 2010
159,440.8
6,651,716.5
Menos:
166,804.7
Declaraciones pagadas el 31 de marzo de 2011
Saldo a favor de ejercicios anteriores
Importe Estados Financieros Dictaminados
FUENTE:
Total
636,412,835.3
166,274.2
530.5
__________
6,644,352.6
638,516,319.3
Declaraciones de los DOSH, DEIME, DFP y DSHFE del ejercicio fiscal de 2010, estados financieros con el informe de
los auditores independientes al 31 de diciembre de 2010, balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2010
(Periodo 13) y Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2010.
La cifra informada en los estados financieros con el informe de los auditores independientes
al 31 de diciembre de 2010 se presentó el 21 de febrero de 2011, por lo que no incluyó los
montos definitivos pagados el 31 de marzo de 2011 mediante declaraciones
complementarias del DOSH, DEIME, DFP, DESEP y DSHFE; sin embargo, las cifras
presentadas en las declaraciones, los estados financieros al 31 de diciembre de 2010 y el
Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2010 fueron razonables.
43
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Acciones
Recomendaciones
10-0-06E00-02-0726-01-001.- Para que el Servicio de Administración Tributaria establezca
mecanismos de control a fin de actualizar de forma periódica la clasificación de las
corrientes de crudo no exportables, aplicable en la determinación de los Derechos a los
Hidrocarburos, ya que se observó que en el oficio núm. 330-SAT-IV-2-HFC-4792/07 del 27 de
marzo de 2007, emitido por la Administración Central Jurídica de Grandes Contribuyentes
de ese órgano desconcentrado, vigente en el ejercicio auditado y a la fecha de la auditoría
(noviembre de 2011), clasificó la corriente Marfo como crudo ligero y para 2010 ese tipo de
crudo registró un nivel promedio de 24.88°API, que lo ubicó como crudo pesado.
[Resultado 4]
10-1-18T4L-02-0726-01-001.- Para que Pemex Exploración y Producción realice las gestiones
conducentes ante el Servicio de Administración Tributaria, a fin de que ese órgano
desconcentrado actualice la clasificación de las corrientes de crudo no exportables, aplicable
en la determinación de los Derechos a los Hidrocarburos, ya que se observó que en el oficio
núm. 330-SAT-IV-2-HFC-4792/07 del 27 de marzo de 2007, emitido por la Administración
Central Jurídica de Grandes Contribuyentes, vigente en el ejercicio auditado y a la fecha de
la auditoría (noviembre de 2011), clasificó la corriente Marfo como crudo ligero y para 2010
ese tipo de crudo registró un nivel promedio de 24.88°API, que lo ubicó como crudo pesado.
[Resultado 4]
10-1-18T4L-02-0726-01-002.- Para que Pemex Exploración y Producción implemente
mecanismos de control a fin de que los ajustes en precio por redondeo se presenten en las
notas de débito o crédito vinculadas con la orden de venta que los generó y se clasifiquen
en las mismas bajo ese concepto, ya que se observó que se ajustaron 5.6 miles de dólares,
equivalentes a 71.0 miles de pesos, de las órdenes de venta 10-RID-003, 10-CEB-010 y 10PRL-002 por 2.6, 1.5 y 1.5 miles de pesos, respectivamente; sin embargo, en el Sistema de
Aplicaciones y Procesamiento de Datos y en la nota de débito correspondiente, sólo se
afectó la orden de venta 10-CEB-010 por el total y se clasificó como "Ajuste en precio" sin
especificar que se trata de redondeo. [Resultado 5]
Recuperaciones Operadas
En el transcurso de la revisión se recuperaron recursos por 9,206.1 miles de pesos, con
motivo de la intervención de la ASF.
Resumen de Observaciones y Acciones
Se determinó(aron) 4 observación(es), de la(s) cual(es) 2 fue(ron) solventada(s) por la
entidad fiscalizada antes de la integración de este informe. La(s) 2 restante(s) generó(aron):
3 Recomendación(es).
Dictamen: limpio
La auditoría se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de
cuya veracidad es responsable; fue planeada y desarrollada de acuerdo con el objetivo y
44
Grupo Funcional Desarrollo Económico
alcance establecidos, y se aplicaron los procedimientos de auditoría que se estimaron
necesarios. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar el presente
dictamen, que se refiere sólo a las operaciones revisadas.
La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de
la muestra auditada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones
normativas aplicables.
Apéndices
Procedimientos de Auditoría Aplicados
1.
Integrar los volúmenes de extracción de petróleo crudo y de gas natural, y constatar
que coincidieron con los utilizados por Pemex Exploración y Producción (PEP) para el
cálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH).
2.
Verificar el cálculo de la deducción de los 0.50 dólares estadounidenses por el
excedente de gas natural no asociado extraído de 2010, adicional al volumen de
extracción que se registró en 2006, y de la deducción máxima autorizada, y comparar
esta última con las deducciones permitidas para comprobar que se utilizó la menor.
3.
Calcular el precio promedio ponderado de las mezclas de exportación, de las corrientes
no exportables de crudo y del gas natural, y comprobar que la producción de petróleo
crudo y gas natural se valoró considerando dicho precio.
4.
Verificar que las ventas de gas y de crudos no exportables y de exportación se
registraron en la contabilidad de conformidad con el Catálogo de Cuentas, la Guía
Contabilizadora y el Instructivo de Manejo de Cuentas; asimismo, que el saldo
registrado en la cuenta de mayor de este rubro coincidió con el reportado en la base de
datos de ventas que opera PEP.
5.
Constatar que las facturas, las notas de débito y crédito cumplieron los requisitos
fiscales, contaron con la documentación soporte y se pagaron en los plazos previstos,
así como verificar su registro contable.
6.
Verificar el cálculo del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización, el
Derecho Extraordinario sobre la Exportación de Petróleo Crudo, el Derecho para la
Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía, y el Derecho para la
Fiscalización Petrolera; además, que el importe acreditado contra el DOSH por estos
conceptos coincidió con la cantidad enterada efectivamente en los pagos provisionales
trimestrales y el anual.
7.
Constatar que los instrumentos para medir el petróleo crudo y gas natural cumplieron
con las especificaciones técnicas y normativas.
8.
Comprobar que PEP cumplió con el programa de mantenimiento a patines de medición.
45
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
9.
Comprobar que los pagos provisionales y anuales del DOSH, así como de los Derechos a
los Hidrocarburos que intervienen en su cálculo se realizaron en los plazos previstos.
10. Verificar que se determinaron los accesorios en las declaraciones normales y
complementarias del ejercicio fiscal de 2010 del DOSH y de los Derechos a los
Hidrocarburos que intervinieron en su cálculo.
11. Verificar en la Administración General de Servicios al Contribuyente del Servicio de
Administración Tributaria (SAT) el pago oportuno de los anticipos diarios y semanales a
cuenta del DOSH.
12. Constatar que los importes registrados en los Resúmenes de Ingresos Ley por concepto
del DOSH y de los Derechos a los Hidrocarburos que intervienen en su cálculo
coincidieron con los reportados en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública
de 2010.
13. Conciliar el importe reportado en la Cuenta Pública con el de los estados financieros
dictaminados y lo presentado en las declaraciones mensuales, trimestrales y anuales,
normales y complementarias correspondientes al ejercicio fiscal de 2010.
Áreas Revisadas
La Gerencia de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas; los
activos integrales Cantarell y Ku Maloob Zaap de la Región Marina Noreste y Macuspana y
Muspac de la Región Sur; las gerencias de Transporte y Distribución de Hidrocarburos de las
regiones Marina Noreste, Marina Suroeste y Sur y de Estrategias de Comercialización de
Hidrocarburos, pertenecientes a la Subdirección de Distribución y Comercialización de
Pemex Exploración y Producción, y la Administración de Cuenta Tributaria y Contabilidad de
Ingresos "5", adscrita a la Administración General de Servicios al Contribuyente,
perteneciente al Servicio de Administración Tributaria.
Disposiciones Jurídicas y Normativas Incumplidas
Durante el desarrollo de la auditoría practicada se determinaron incumplimientos en las
leyes, reglamentos y disposiciones normativas que a continuación se mencionan:
1.
Ley General de Contabilidad Gubernamental: Art. 42 Par. 1; Art. 43.
Fundamento Jurídico de la ASF para Promover Acciones
Las facultades de la Auditoría Superior de la Federación para promover las acciones que
derivaron de la auditoría practicada, encuentran su sustento jurídico en las disposiciones
siguientes:
Artículo 79, fracción II, párrafos tercero y quinto; fracción IV, párrafo primero; y párrafo
penúltimo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
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Grupo Funcional Desarrollo Económico
Artículos 6, 12, fracción IV; 13, fracciones I y II; 15, fracciones XIV, XV y XVI; 32, 39, 49,
fracciones I, II, III y IV; 55, 56 y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición
de Cuentas de la Federación.
Comentarios de la Entidad Fiscalizada
Es importante señalar que la documentación proporcionada por la entidad fiscalizada para
aclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue
analizada con el fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los
resultados y las observaciones preliminares determinadas por la Auditoría Superior de la
Federación y que les dio a conocer esta entidad fiscalizadora para efectos de la elaboración
definitiva del Informe del Resultado.
Véase anexo 2010_0726_DGAFFA
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