Pemex-Exploración y Producción Derecho Sobre Hidrocarburos ... · En 2011 PEP exportó 488,333.8...

Grupo Funcional Desarrollo Económico

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Pemex-Exploración y Producción

Derecho Sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización

Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 11-1-18T4L-02-0082

DE-161

Criterios de Selección

Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios cuantitativos y cualitativos establecidos en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011, considerando lo dispuesto en el Plan Estratégico de la ASF 2011-2017.

Objetivo

Fiscalizar la gestión financiera para comprobar que la determinación y pago del derecho, así como su registro, destino y presentación en la Cuenta Pública, se efectuaron de conformidad con las disposiciones legales y normativas.

Alcance

Miles de Pesos

Universo Seleccionado 81,376,071.8

Muestra Auditada 81,376,071.8

Representatividad de la Muestra 100.0 %

El importe revisado corresponde a los pagos reportados como recaudación neta en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011.

Resultados

1. Volúmenes de extracción de petróleo crudo

De acuerdo con las bases de datos que opera Pemex Exploración y Producción (PEP), de la extracción anual de petróleo crudo (ZRPD1) 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 sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP, se determinaron los resultados siguientes:

Extracción de Petróleo Crudo

En el 2011, PEP produjo en sus cuatro regiones un total de 930,779.3 miles de barriles (MB), desagregados de la manera siguiente:

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011

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EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR REGIÓN, 2011 (Miles de barriles)

FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) del SNIP y Base de datos del Sistema

de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH) del 2011.

El séptimo párrafo del artículo 257 Ter de la Ley Federal de Derechos establece que “Para la determinación del monto a pagar por el derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización a que se refiere el artículo 256 de esta Ley, así como de sus pagos provisionales, no se considerará el valor del petróleo crudo y gas natural extraídos de los campos a los que se refiere el artículo 257 Bis de esta Ley”, por lo cual, PEP utilizó el catálogo de campos oficiales y el SIBH para separar del total de la producción nacional de petróleo crudo registrada en el SNIP, la producción de los campos del Paleocanal de Chicontepec, Chicontepec Segregados, de Aguas Profundas y los Marginales, como sigue:

DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR CAMPO, 2011

(Miles de Barriles)

Derecho Clasificación (Ley Federal de Derechos) Núm. de Campos (1) Producción

DSHFE y DOSH (2) General 558.0 900,764.8

DSEH, DESH y DASH (2)

Art. 257 Bis Fracción I

Campos del Paleocanal de Chicontepec 46.0 20,886.1

Art. 257 Bis Fracción II

Campos Chicontepec Segregados 29.0 5,757.5

Art. 257 Bis Fracción III

Campos en Aguas Profundas 5.0 0.0

Art. 257 Bis Fracción IV

Campos Marginales 82.0 3,370.9

Total 720.0 930,779.3

FUENTE: Catálogo de campos oficiales proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.

1. Núm. de campos de acuerdo al catálogo oficial de campos.

2. DSHFE: Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización.

DOSH: Derecho ordinario sobre hidrocarburos.

DESH: Derecho sobre extracción de hidrocarburos.

DESH: Derecho especial sobre hidrocarburos.

DASH: Derecho adicional sobre hidrocarburos.


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Cabe mencionar que el volumen de extracción de petróleo crudo para el cálculo del DSHFE es el mismo utilizado para determinar el DOSH.

El volumen extraído en 2011 de petróleo crudo para el cálculo del DSHFE por 900,764.8 miles de barriles se integró de acuerdo con el tipo de petróleo de la manera siguiente:

EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR TIPO

(Miles de barriles)

0.0

50,000.0

100,000.0

150,000.0

200,000.0

250,000.0

300,000.0

350,000.0

400,000.0

450,000.0

500,000.0

SuperligeroLigero

Pesado

No ExportableLigero No Exportable

Pesado

122,164.3

274,746.8

494,116.8

5,926.4

3,810.5

FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) del SNIP y Base de datos del SIBH del 2011,

proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.

El volumen de producción de petróleo crudo reportado por PEP en el SIBH, el registrado en la base de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y los volúmenes utilizados en las declaraciones normales y complementarias del DSHFE son iguales, en cumplimiento de la normativa aplicable.

2. Determinación del precio promedio, la tasa y valoración del volumen de petróleo crudo

Precio promedio

Para verificar la determinación del precio promedio de exportación utilizado por Pemex Exploración y Producción (PEP), la tasa aplicable para el cálculo del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), y la valoración de 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 acumuladas, como se muestra a continuación:


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VOLÚMENES Y VENTAS DE EXPORTACIÓN ACUMULADAS, 2011

(Miles)

Mes Exportación acumulada (barriles) Ventas acumuladas (pesos)

Maya y Altamira (1) Istmo Olmeca Maya y Altamira (1) Istmo Olmeca

Ene 35,128.4 3,022.1 6,604.5 35,334,058.6 3,330,513.8 7,502,699.5

Feb 63,458.1 4,191.2 11,670.4 65,732,516.6 4,615,955.1 13,493,372.0

Mar 95,706.9 8,348.2 19,410.8 104,441,783.4 10,000,514.3 23,869,968.0

Abr 123,809.3 10,744.3 25,598.0 140,263,184.6 13,319,284.0 32,722,263.5

May 156,170.6 14,659.6 31,731.1 179,122,075.5 18,390,372.3 40,857,608.5

Jun 188,813.7 18,658.3 37,835.6 218,162,905.4 23,446,174.7 48,911,743.4

Jul 218,195.0 21,118.5 43,919.8 253,071,279.1 26,546,680.1 57,031,079.2

Ago 253,507.0 23,366.3 50,982.0 294,737,775.6 29,318,426.0 66,228,294.2

Sep 281,977.1 26,650.6 56,493.7 331,160,957.4 33,818,942.8 74,050,908.7

Oct 314,715.9 30,061.8 62,978.6 375,129,672.6 38,645,780.7 83,570,532.6

Nov 345,285.2 33,830.6 69,485.5 418,970,235.8 44,338,295.1 93,743,267.8

Dic 378,048.3 36,242.2 74,043.3 465,234,966.2 48,023,990.3 100,813,847.4

FUENTE: Base de datos de los volúmenes de exportación de petróleo crudo proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.

(1) El crudo Maya y Altamira se agrupan debido a que los dos son crudos pesados.

En 2011 PEP exportó 488,333.8 miles de barriles de petróleo crudo, lo que representó por concepto de ventas un ingreso aproximado de 614,072,803.9 miles de pesos, desagregados en sus diferentes mezclas de exportación como sigue:

VOLÚMENES Y VENTAS DE EXPORTACIÓN POR TIPO DE MEZCLA DE PEP, 2011

Maya y Altamira465,234,966.2

75.8%

Istmo48,023,990.3

7.8%

Olmeca100,813,847.4

16.4%

Ventas (Miles de pesos)

Maya y Altamira378,048.3

77.4%

Istmo36,242.2

7.4%

Olmeca74,043.3

15.2%

Volumen (Miles de barriles)

FUENTE: Base de datos de los volúmenes de exportación de petróleo crudo proporcionada por la Gerencia de Control de

Gestión 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:


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PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE EXPORTACIÓN, 2011

(Pesos por barril)

Mes Precios promedio de exportación Precio promedio ponderado de exportación Maya y Altamira Istmo Olmeca

Enero 1,005.9 1,102.1 1,136.0 1,031.6

Febrero 1,035.8 1,101.3 1,156.2 1,057.0

Marzo 1,091.3 1,197.9 1,229.7 1,120.2

Abril 1,132.9 1,239.7 1,278.3 1,163.3

Mayo 1,147.0 1,254.5 1,287.6 1,176.8

Junio 1,155.4 1,256.6 1,292.7 1,184.3

Julio 1,159.8 1,257.0 1,298.5 1,188.6

Agosto 1,162.6 1,254.7 1,299.1 1,190.4

Septiembre 1,174.4 1,269.0 1,310.8 1,202.4

Octubre 1,192.0 1,285.5 1,327.0 1,219.7

Noviembre 1,213.4 1,310.6 1,349.1 1,241.8

Diciembre 1,230.6 1,325.1 1,361.6 1,257.5

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.

El precio promedio ponderado determinado es igual al utilizado por PEP para valorar la extracción de petróleo crudo en las declaraciones normales y complementarias presentadas del DSHFE.

Se revisaron las bases 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, utilizados en la determinación del precio promedio ponderado, con los resultados siguientes:

DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS PROMEDIO PONDERADOS

DE LAS CORRIENTES NO EXPORTABLES, 2011 Mes Precio promedio

ponderado de exportación

Ajuste por azufre y rendimiento

Precio ajustado (1+2)

Tipo de cambio Precio ajustado (3 x 4)

(1) d/b

(2) d/b

(3) d/b

(4) $/d

(5) $/b

Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero

Ene 82.91 90.79 0.98 (5.80) 83.89 84.99 12.1316 12.1376 1,017.71 1,031.57 Feb 85.56 90.92 0.99 (5.67) 86.55 85.25 12.1053 12.1125 1,047.71 1,032.59 Mar 90.41 99.42 0.92 (6.00) 91.33 93.42 12.069 12.0486 1,102.26 1,125.58 Abr 94.52 103.53 0.85 (6.38) 95.37 97.15 11.9857 11.9729 1,143.07 1,163.16 May 96.29 105.53 0.87 (6.44) 97.16 99.09 11.9112 11.8874 1,157.29 1,177.92 Jun 97.14 105.85 0.92 (6.35) 98.06 99.50 11.8935 11.8709 1,166.27 1,181.15 Jul 97.78 106.14 0.90 (6.43) 98.68 99.71 11.8611 11.8427 1,170.45 1,180.83 Ago 97.60 105.63 0.89 (6.41) 98.49 99.22 11.9112 11.8775 1,173.13 1,178.48 Sep 97.64 105.61 0.91 (6.32) 98.55 99.29 12.0275 12.0155 1,185.31 1,193.01 Oct 97.85 105.48 0.94 (6.21) 98.79 99.27 12.1803 12.1875 1,203.29 1,209.85 Nov 98.52 105.96 0.98 (6.08) 99.50 99.88 12.3159 12.3677 1,225.43 1,235.28 Dic 98.89 106.26 0.98 (6.01) 99.87 100.25 12.4443 12.4696 1,242.81 1,250.07

FUENTE: Ajustes en rendimientos y azufre de los precios de las corrientes no exportables 2011, emitidos por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP.


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Los precios calculados de las corrientes no exportables (ligero y pesado) coincidieron con los utilizados en las declaraciones normales y complementarias presentadas del DSHFE, para valorar los volúmenes de crudo no exportable ligero y pesado.

Determinación de la tasa

Se revisó la relación mensual del volumen y ventas de exportación por tipo de mezcla Maya, Istmo y Olmeca en dólares y se calcularon los volúmenes y ventas acumuladas para cada trimestre del 2011, como se muestra en la tabla siguiente:

VOLÚMENES Y VENTAS ACUMULADAS DE EXPORTACIÓN, 2011

(Miles)

Trimestre Exportación acumulada (barriles) Ventas acumuladas (Dólares)

Maya y Altamira Istmo Olmeca Maya y Altamira Istmo Olmeca

Primero 95,706.9 8,348.2 19,410.8 8,653,722.8 830,011.8 1,978,301.2

Segundo 188,813.7 18,658.3 37,835.6 18,343,014.0 1,975,086.8 4,114,097.5

Tercero 281,977.1 26,650.6 56,493.7 27,533,453.0 2,814,597.1 6,168,734.3

Cuarto 378,048.3 36,242.2 74,043.3 37,385,267.0 3,851,266.2 8,133,607.9

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.

Con los volúmenes y las ventas acumuladas de exportación se determinó el precio promedio de exportación de cada una de las mezclas y el precio promedio ponderado del barril de petróleo crudo exportado para cada trimestre del 2011, como sigue:

PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE EXPORTACIÓN, 2011

(Dólares por barril)

Trimestre Precios promedio de exportación Precio promedio ponderado de exportación Maya y Altamira Istmo Olmeca

Primero 90.41 99.42 101.91 92.83

Segundo 97.14 105.85 108.73 99.59

Tercero 97.64 105.61 109.19 100.01

Cuarto 98.89 106.26 109.84 101.09

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.

El precio promedio ponderado del barril de petróleo crudo exportado en los cuatro trimestres del 2011 excedió los 31.0 dólares de los Estados Unidos de América por barril, con lo cual la tasa aplicable para el cálculo del DSHFE fue de 10.0%.

Valoración del volumen de petróleo crudo

Con los volúmenes mensuales de extracción de petróleo crudo, se calculó el volumen acumulado por trimestre, como se muestra a continuación:


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VOLÚMENES Y PRECIOS DE EXPORTACIÓN ACUMULADOS, 2011

Tipo de Crudo Vol. de extracción (Miles de barriles) Precio (Pesos/barril)

Primero Segundo Tercero Cuarto Primero Segundo Tercero Cuarto Superligero (Olmeca)

29,679.8 60,807.1 92,652.1 122,164.3 1,229.7 1,292.7 1,310.8 1,361.6 Ligero (Istmo)

69,103.8 137,178.8 204,889.9 274,746.8 1,197.9 1,256.6 1,269.0 1,325.1 Pesado (Maya)

124,354.4 249,191.5 372,068.6 494,116.8 1,091.3 1,155.4 1,174.4 1,230.6 No Exportable Ligero (1)

1,549.7 3,068.0 4,594.0 5,926.4 1,125.6 1,181.2 1,193.0 1,250.1 No Exportable Pesado (1)

948.5 1,935.6 2,887.8 3,810.5 1,102.3 1,166.3 1,185.3 1,242.8 Total

225,636.2 452,181.0 677,092.4 900,764.8

FUENTE: Base de Base de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) del Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP), base de datos del Sistema de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH) del 2011 y datos mensuales de volúmenes y ventas de exportación por tipo de mezcla proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.

(1) Precios ajustados de acuerdo con el contenido de azufre y los grados API contenidos (Art. 258, fracción I, de la Ley Federal de Derechos).

Con el volumen de petróleo crudo acumulado y los precios promedio ponderados de los diferentes tipos de crudo, se valoró la extracción como se muestra en la tabla siguiente:

VALORACIÓN DE VOLÚMENES DE EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO CORRESPONDIENTE AL DSHFE, 2011

(Miles de pesos)

Tipo de Crudo Valor de petróleo crudo

Primero Segundo Tercero Cuarto

Superligero (Olmeca) 36,497,894.1 78,607,724.6 121,446,496.9 166,332,789.9

Ligero (Istmo) 82,781,537.0 172,378,906.5 259,999,140.0 364,061,525.8

Pesado (Maya) 135,702,985.6 287,925,796.3 436,964,802.3 608,069,997.3

No Exportable Ligero 1,744,267.4 3,623,754.7 5,480,697.7 7,408,421.7

No Exportable Pesado 1,045,471.1 2,257,393.8 3,422,926.8 4,735,689.2

Total 257,772,155.2 544,793,575.9 827,314,063.7 1,150,608,423.9 1/

FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) del SNIP, base de datos del SIBH y precios promedio de exportación del 2011, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.

1/ Existen diferencias no significativas con lo consignado en las declaraciones complementarias del DSHFE, debido a redondeo al presentar las cifras en miles de pesos y manejar 1 decimal. En promedio al cuarto trimestre esas diferencias son de aproximadamente 0.0604 miles de pesos (0.00000004% respecto al valor presentado en las declaraciones).

Se comparó el valor de petróleo crudo calculado con el presentado por PEP en las declaraciones normales y complementarias del DSHFE y se constató que son iguales.

3. Determinación y pago del derecho

De conformidad con el artículo 256 de la Ley Federal de Derechos, Pemex Exploración y Producción (PEP) estará obligado al pago anual del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), cuando en el año el precio promedio ponderado del barril de petróleo crudo exportado exceda de 22.00 dólares de los Estados Unidos de América, conforme a la tabla siguiente:


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TABLA

Rango de precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano exportado

(dólares de los Estados Unidos de América)

Por ciento a aplicar sobre el valor anual del total de las extracciones de petróleo crudo en el año

22.01-23.00 1%

23.01-24.00 2%

24.01-25.00 3%

25.01-26.00 4%

26.01-27.00 5%

27.01-28.00 6%

28.01-29.00 7%

29.01-30.00 8%

30.01-31.00 9%

Cuando exceda de 31.00 10%

FUENTE: Ley Federal de Derechos, vigente en 2011.

Cuando el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo exportado se ubique dentro de los rangos establecidos en la tabla anterior, se aplicará el porcentaje que corresponda al valor anual del petróleo crudo extraído en el año, incluyendo el consumo que PEP realice de ese producto.

Cabe mencionar que en el Diario de Debates del 8 de noviembre de 2005, la Cámara de Senadores aprobó el dictamen con proyecto de Decreto que reforma diversas disposiciones del Capítulo XII del Título Segundo de la Ley Federal de Derechos, donde se estableció que:

“Los cálculos elaborados por la Colegisladora, toman como supuesto un precio ponderado para la mezcla mexicana de crudo de 31.5 dólares de los Estados Unidos de Norteamérica así como un tipo de cambio promedio de 11.40 pesos mexicanos por dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, dado que dicho precio y tipo de cambio corresponden a los considerados por el Ejecutivo Federal en el proyecto de Ley de Ingresos y de Presupuesto de Egresos para el ejercicio fiscal del 2006”.

Cabe señalar que dichos parámetros a octubre de 2012 no han cambiado, y al cierre de 2011 el precio promedio ponderado fue de 101.1 dólares por barril y el tipo de cambio de 12.4381 pesos por dólar, por lo que PEP deberá proponer a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), por conducto de Petróleos Mexicanos, la actualización del rango del precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano exportado (dólares de los Estados Unidos de América), de la tabla contenida en el artículo 256 de la Ley Federal de Derechos, a efecto de que esa secretaría remita la propuesta al H. Congreso de la Unión.

En el transcurso de la auditoría y con motivo de la intervención de la Auditoría Superior de la Federación, mediante oficio núm. DCF-SUCOFI-GEFIS-SPAT-1328-2012 del 28 de noviembre de 2012, la Gerencia Fiscal de Petróleos Mexicanos solicitó a la Unidad de Política de Ingresos No Tributarios de la SHCP, su apoyo para incluir dentro del Paquete Económico 2013 que presentaría el Ejecutivo Federal al H. Congreso de la Unión, la iniciativa de reforma al artículo 256 de la Ley Federal de Derechos para actualizar los rangos del precio promedio ponderado anual de barril de petróleo crudo mexicano exportado.


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La propuesta consiste en “…que el límite inferior al rango de precio promedio de petróleo crudo requerido para la determinación del Derecho Sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización, inicie a partir del precio del barril de petróleo crudo considerado en la Ley de Ingresos de la Federación para la estimación de ingresos de cada ejercicio fiscal, adicionando un dólar de los Estados Unidos de América como incremento por cada valor porcentual, hasta alcanzar la tasa del valor del 10%, procedimiento similar al que prevé actualmente el artículo en comento.

“De esta forma, la tabla que refleja el rango del precio del crudo sería dinámica, ya que dependería del precio del petróleo crudo considerado para la estimación de ingresos que señala la Ley de Ingresos de la Federación de cada ejercicio fiscal y por ende sería acorde a los precios anuales de exportación del mismo en el futuro. Para ello es menester reformar el párrafo primero del artículo 256 de la Ley Federal de Derechos, para quedar como sigue:

”Artículo 256. PEMEX Exploración y Producción estará obligado al pago anual del derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización, cuando en el año el precio promedio ponderado del barril de petróleo crudo exportado exceda del precio considerado en la estimación de los ingresos contenidos en el artículo 1o. de la Ley de Ingresos de la Federación del ejercicio fiscal de que se trate, el derecho se calculará aplicando la siguiente tabla:

TABLA

Rango de la diferencia entre el precio considerado en la estimación de los ingresos contenidos en el artículo 1o. de la

Ley de Ingresos de la Federación y el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano exportado (dólares de los Estados Unidos de América)

Por ciento a aplicar sobre el valor anual del total de las extracciones de petróleo crudo

en el año

0.01-1.00 1%

1.01-2.00 2%

2.01-3.00 3%

3.01-4.00 4%

4.01-5.00 5%

5.01-6.00 6%

6.01-7.00 7%

7.01-8.00 8%

8.01-9.00 9%

Cuando exceda de 9.00 10%

FUENTE: Oficio núm. DCF-SUCOFI-GEFIS-SPAT-1328-2012 del 28 de noviembre de 2012.

”Se considera que con la aprobación de la reforma propuesta, se cumpliría con la teleología del artículo 256 de la Ley Federal de Derechos, toda vez que Pemex Exploración y Producción contribuiría por concepto del Derecho Sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización, cuando el precio promedio ponderado del barril de petróleo crudo exportado sobrepase la estimación contenida en el artículo 1o. de la Ley de Ingresos de la Federación del ejercicio de que se trate, es decir, en el caso de que se produzcan ingresos adicionales a los originalmente previstos por el Ejecutivo Federal y aprobados por el H. Congreso de la Unión”.


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Por otra parte, para verificar que los pagos provisionales trimestrales del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE) correspondieran con la cantidad efectivamente enterada; se analizaron nueve pagos provisionales trimestrales, cuatro normales y cinco complementarios, como se muestra a continuación:

DETERMINACIÓN DEL DSHFE, 2011

(Miles de pesos)

Tipo de declaración Periodo Valor del petróleo crudo extraído en el

periodo

% Aplicable

DSHFE

Normal Primer trimestre 258,158,400.2 10% 25,815,840.0

Complementaria 01 Primer trimestre 257,772,155.6 10% 25,777,215.6

Normal Segundo trimestre 544,793,575.6 10% 54,479,357.6

Complementaria 01 Segundo trimestre 544,793,576.0 10% 54,479,357.6

Normal Tercer trimestre 827,314,063.9 10% 82,731,406.4

Complementaria 01 Tercer trimestre 827,314,063.1 10% 82,731,406.3

Normal Cuarto trimestre 1,150,613,364.8 10% 115,061,336.5

Complementaria 01 Cuarto trimestre 1,150,613,364.8 10% 115,061,336.5

Complementaria 02 Cuarto trimestre 1,150,608,424.0 10% 115,060,842.4

FUENTE: Declaraciones normales y complementarias trimestrales correspondientes al ejercicio fiscal de 2011, proporcionadas por la Subgerencia Fiscal de PEP.

Se revisó que al valor del petróleo crudo extraído desde el inicio del ejercicio y hasta el último día del trimestre al que correspondiera el pago, se aplicara el porcentaje previsto en el artículo 256, considerando para la valoración de la producción el precio promedio ponderado del barril de petróleo crudo exportado en el mismo periodo.

De conformidad con el artículo 257, párrafo octavo, de la Ley Federal de Derechos, al pago provisional así determinado se le restarán los pagos provisionales pagados de este derecho en los trimestres anteriores; además, el Derecho Extraordinario sobre la Exportación de Petróleo Crudo efectivamente pagado se acreditará contra el DSHFE; la diferencia será el pago provisional que se enterará.

Durante 2011, el Derecho Extraordinario sobre la Exportación de Petróleo Crudo (DESEP) se dedujo en las declaraciones trimestrales del DSHFE por un monto acumulado de 28,398,061.8 miles de pesos, de conformidad con la normativa aplicable, como sigue:

DEDUCCIÓN ACUMULADA DEL DESEP DE PETRÓLEO CRUDO EN PAGOS PROVISIONALES DEL DSHFE, 2011

(Miles de pesos)

Del 1 de enero Deducción acumulada

Al 31 de marzo del 2011 5,353,519.7

Al 30 de junio del 2011 13,064,491.8

Al 30 de septiembre del 2011 19,902,709.0

Al 31 de diciembre del 2011 28,398,061.8

FUENTE: Declaraciones trimestrales y anuales normales y complementarias correspondientes al ejercicio fiscal de 2011, proporcionadas por la Subgerencia Fiscal de PEP.


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PEP compensó saldos a favor de años anteriores en el primer pago provisional trimestral efectuado en el ejercicio 2011 por 127,563.1 miles de pesos, los cuales se generaron de la forma siguiente:

ACTUALIZACIÓN DE SALDOS A FAVOR DE AÑOS ANTERIORES APLICADOS AL PAGO PROVISIONAL DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2011 DEL DSHFE

(Miles de pesos)

Declaración que manifiesta saldo a favor

Tipo de declaración Fecha de presentación

Saldo a favor presentado

Actualización Saldo a favor actualizado

Declaración anual 2009 Complementaria 01 30/09/2010 115,372.9 219.2 115,592.1

Declaración anual 2009 Complementaria 02 23/03/2011 10,915.7 0.0 10,915.7

Declaración anual 2010 Normal 31/03/2011 1,053.3 2.0 1,055.3

Total compensado en el pago del 1er trimestre de 2011 127,563.1

FUENTE: Avisos de compensación, correspondientes al ejercicio fiscal de 2011, proporcionados por la Subgerencia Fiscal de PEP.

La actualización de los saldos a favor presentados se realizó de conformidad con la normativa.

PEP realizó pagos provisionales trimestrales del DSHFE, por 86,663,274.7 miles de pesos, como sigue:

PAGOS PROVISIONALES DEL DSHFE, 2011

(Miles de pesos)

Periodo trimestral Importe

1 de enero al 31 de marzo del 2011 20,462,320.3

1 de abril al 30 de junio del 2011 20,952,545.5

1 de julio al 30 de septiembre del 2011 21,413,831.7

1 de octubre al 31 de diciembre del 2011 23,834,577.2

Total 86,663,274.7

FUENTE: Declaraciones normales y complementarias trimestrales correspondientes al ejercicio fiscal de 2011, proporcionadas por la Subgerencia Fiscal de PEP.

El 30 de marzo de 2012 PEP presentó la declaración anual del DSHFE con saldo a favor por 494.1 miles de pesos, en cumplimiento de la normativa.

En el resultado núm. 6 de este informe se presenta la conciliación entre el monto de la recaudación bruta del DSHFE registrado en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011 con el importe pagado por PEP en las declaraciones del ejercicio fiscal de 2011 y el reportado en sus Estados Financieros Dictaminados al 31 de diciembre de 2011; se determinó que los importes fueron correctos.

Véase acción(es): 11-0-06100-02-0082-01-001


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4. Destino del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE)

El artículo 256, último párrafo, de la Ley Federal de Derechos establece que la recaudación anual que genere la aplicación del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), se destinará al Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros.

Por otra parte, en el artículo 1, párrafo octavo, de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2011, se estableció que de los recursos que generara el DSHFE a que se refiere el artículo 256 de la Ley Federal de Derechos, 76,461,200.0 miles de pesos se destinarían a financiar programas y proyectos de inversión aprobados en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) de ese mismo año, y su aplicación se realizaría de acuerdo a lo establecido en éste.

Además, en el párrafo noveno se menciona que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) podría destinar la recaudación obtenida en exceso a lo estimado por 76,461,200.0 miles de pesos del DSHFE en la LIF, antes de destinarla al Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros, para compensar parcial o totalmente los ingresos del Gobierno Federal durante el ejercicio fiscal de 2011, así como para cubrir el costo de los combustibles que se requirieran para la generación de electricidad en adición a los recursos previstos en el PEF para el Ejercicio Fiscal 2011.

Pemex Exploración y Producción (PEP) pagó 81,376,071.8 miles de pesos del DSHFE.

Al respecto, se solicitó a la SHCP que informara el destino del DSHFE; en respuesta, la Dirección General Adjunta de Programación e Integración Presupuestaria de la Unidad de Política y Control Presupuestario (UPCP) señaló lo siguiente:

“El artículo 1 de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2011 (LIF2011)…

”Tal como se presentó en los informes sobre la Situación Económica, las Finanzas Públicas y la Deuda Pública correspondientes al cuarto trimestre de 2011:

”La recaudación por concepto del derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización fue de 81 mil 247 millones de pesos. Conforme a lo señalado en la LIF2011, los recursos que se generen hasta 76 mil 461 millones de pesos se destinarán a financiar programas y proyectos de inversión aprobados en el Decreto de Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2011 (PEF2011), y el exceso a este último monto, a cubrir el costo de los combustibles que se requieran para la generación de electricidad en adición a los recursos previstos en el PEF2011.

”Esto significa que, respecto a lo que establece la Ley Federal de Derechos, mediante la LIF2011 se hizo una reasignación de los recursos estimados de la recaudación del derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización por 76,461.2 millones de pesos en lugar de destinarse a la aportación patrimonial al fondo de estabilización, se destinaron a financiar programas y proyectos de inversión que se aprobaron en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2011 (PEF 2011) (capítulo 5000 y 6000).


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”Por lo tanto, esos recursos, una vez considerados en los fondos federales, se aplicaron a cubrir parte de los requerimientos de recursos de programas y proyectos de inversión, para el año de 2011, toda vez que la asignación en los capítulos 5000 ‘Bienes Muebles e Inmuebles’ y 6000 ‘Obras Públicas’, que constituyen el principal concepto para los programas y proyectos de inversión en el PEF2011, para el Gobierno Federal, con recursos fiscales ascendió a 438,637.6 millones de pesos, los cuales constituyen la asignación para los Programas y Proyectos de Inversión.

”Las asignaciones específicas de los programas y proyectos de inversión pueden observarse en el Tomo VII del PEF2011”.

Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares la Dirección General Adjunta de Programación e Integración Presupuestaria de la Unidad de Política y Control Presupuestario de la SHCP, informó, entre otros aspectos, lo siguiente:

“…

” El Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) es elaborado por el Ejecutivo conforme lo establecido en el artículo 41 de la LFPRH; es importante destacar que no hay normatividad que señale de manera expresa que a cada asignación del presupuesto le corresponde etiquetar, o identificar el concepto de ingresos que fondea dicho gasto; asimismo el artículo 42, fracciones V y VII de la LFPRH determina que es la H. Cámara de Diputados quien aprueba el PEF en el marco de las disposiciones aplicables.

”De acuerdo con la premisa señalada y dado que en el Presupuesto aprobado únicamente se ve la distribución de los recursos a través de las diversas clasificaciones de gasto y toda vez que dicho presupuesto se aprueba sin etiquetar ni condicionar el origen de recursos, es imposible determinar la relación biunívoca ingreso-gasto. En este sentido, se debe tener claro que la Ley de Ingresos proporciona el origen o fuente de los recursos por concepto y es aprobada por ambas Cámaras conforme lo dispuesto en el artículo 42 fracción IV de la LFPRH; mientras que el PEF determina el destino o uso de dichos recursos, coincidiendo exclusivamente en los importes globales de la recaudación total que permite financiar el gasto total aprobado; este importe para el ejercicio 2011 ascendió a 3,438,895.5 millones de pesos.

”No obstante que cada uno de los importes de recursos aprobados en el PEF no tiene una correlación con cada una de las fuentes, en el PEF2011 se asignó para el Gobierno Federal un presupuesto de 438,637.6 millones de pesos en los capítulos de gasto 5000 bienes muebles e inmuebles y 6000 obra pública. De este importe, los programas y proyectos de inversión con registro y clave de cartera de los Ramos Administrativos fue de 101,433.4 millones de pesos, importe que se encuentra descrito y aprobado a través del tomo VII “Programas y Proyectos de Inversión”…

…

”Es importante subrayar que los capítulos de gasto 5000 y 6000 forman parte de los componentes de los programas y proyectos de inversión, los cuales requieren registro de cartera de acuerdo con lo estipulado en el numeral 8 fracción 1 de los “Lineamientos para el


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registro en la cartera de programas y proyectos de Inversión” publicado en el DOF el 18 de marzo de 2008…

”…, si en el PEF2011 la asignación de gasto de inversión en el Gobierno Federal concerniente a los capítulos 5000 y 6000 que son objeto de programas y proyectos de inversión ascendió a 438,637.6 millones de pesos y en el tomo VII del PEF2011, que contiene el detalle de la asignación a través de dichos capítulos a los programas y proyectos de inversión de los Ramos Administrativos, suma 101,433.4 millones de pesos, luego entonces implica que de este importe, 76,461.2 millones de pesos corresponden al financiamiento que refiere el artículo 1 de la LIF2011 proveniente del derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización el cual se encuentra contenido en las asignaciones de los programas y proyectos de inversión aprobados por la H. Cámara de Diputados…

…

”… Se reitera que tal como se presentó en la página 11 de los Informes sobre la Situación Económica, las Finanzas Publicas y la Deuda Pública correspondientes al cuarto trimestre de 2011.

”La recaudación por concepto del derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización fue de 81 mil 247 millones de pesos. Conforme a la señalado en la LIF 2011, los recursos que se generen hasta 76 mil 461 millones de pesos se destinarán a financiar programas y proyectos de inversión aprobados en el Decreto de Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2011 (PEF2011), y el exceso a este último monto, a cubrir el costo de los combustibles que se requieran para la generación de electricidad en adición a los recursos previstos en el PEF 2011”.

…“”

Por otra parte, respecto al destino de los 4,914,871.8 miles de pesos restantes del DSHFE, la Dirección General Adjunta de Programación e Integración Presupuestaria de la Unidad de Política y Control Presupuestario proporcionó copia de la adecuación presupuestaria número 2011-18-TOQ-916 por 4,785,400.0 miles de pesos, a favor de la Comisión Federal de Electricidad, para cubrir a Pemex Exploración y Producción, el costo de los combustibles que se requieran para la generación de electricidad, la cual fue revisada y autorizada el 20 de diciembre de 2011, la diferencia de 129,471.8 miles de pesos se refiere a las compensaciones que aplicó PEP por saldos a favor y sus accesorios.

Conforme a lo expuesto, la SHCP no destinó el DSHFE al Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros, señaló que aplicó 76,461,200.0 miles de pesos conforme al artículo 1 de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2011.

5. Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización registrado en los Resúmenes de Ingresos Ley del Servicio de Administración Tributaria

Para confirmar que los importes registrados en los Resúmenes de Ingresos Ley por concepto del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), integrados por el Servicio de Administración Tributaria con base en los pagos realizados por Pemex


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Exploración y Producción, coincidieron con los valores del Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011, se revisó la consolidación de los resúmenes de Ingresos Ley de los ingresos captados por la Administración Local de Servicios al Contribuyente del Norte del Distrito Federal, por 81,376,071.8 miles de pesos, de los pagos trimestrales y compensaciones por ese derecho, que fueron integrados en la cuenta con clave de cómputo núm. 400200, con formas de pago 920051, 950133 y 920048 por 81,246,552.0 y 129,517.8 y 2.0 miles de pesos, respectivamente; este último no correspondió al DSHFE, ya que por error fue pagado en la clave correspondiente a DSHFE. La recaudación fue la siguiente:

INGRESOS CAPTADOS POR RECAUDACIÓN DEL DSHFE, 2011

(Miles de pesos)

Mes Importe

Enero 18,545,417.7

Marzo 1,955.8

Abril 20,462,320.3

Junio 0.9

Julio 20,952,545.4

Octubre 21,413,831.7

Total 81,376,071.8

FUENTE: Resúmenes de Ingresos Ley del 1 de enero al 30 de noviembre de 2011.

En el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011 se reportaron 81,376,071.8 miles de pesos del DSHFE, importe que coincidió con el registrado en los Resúmenes de Ingresos Ley.

6. Conciliación del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización reportado en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011 con el pagado y el presentado en los estados financieros

Pemex Exploración y Producción (PEP) pagó 849,964,872.6 miles de derechos sobre hidrocarburos, de los cuales el Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización aportó el 9.6% con 81,376,071.8 miles de pesos.

Se comparó el monto de la recaudación bruta del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE) presentado en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011 por 81,376,071.8 miles de pesos, con el pagado por Pemex Exploración y Producción (PEP) en las declaraciones del ejercicio fiscal de 2011 por 86,663,274.7 miles de pesos, y el reportado en sus Estados Financieros Dictaminados al 31 de diciembre de 2011 por 86,663,274.7 miles de pesos. Se conciliaron dichos importes como sigue:


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CONCILIACIÓN DEL DSHFE DE ESTADOS FINANCIEROS Y DECLARACIONES DE PAGO CON EL ESTADO ANALÍTICO

DE INGRESOS DE LA CUENTA PÚBLICA 2011

(Miles de pesos)

Concepto Subtotal Total

Estados Financieros Dictaminados 86,663,274.7

Menos:

- DSHFE de 2011 pagado en 2012 23,834,577.2 23,834,577.2

62,828,697.5

Más:

- DSHFE de 2010 pagado en 2011 18,545,417.7

- Compensaciones del DSHFE de años anteriores 1,954.6

- Depósitos no correspondidos por PEP 2.0 18,547,374.3

Saldo conciliado del DSHFE presentado en el Estado Analítico de Ingresos

81,376,071.8

FUENTE: Declaraciones del DSHFE del ejercicio fiscal de 2010 y 2011, Estados Financieros Dictaminados al 31 de diciembre de 2011; Balanza de Comprobación al 31 de diciembre de 2011 y Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011.

El importe del DSHFE presentado por PEP en los estados financieros dictaminados, el pagado y el reportado en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011, fueron correctos.

7. Registro contable del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización efectuado por Pemex Exploración y Producción

En la revisión del registro contable del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE) en Pemex Exploración y Producción (PEP), se cotejaron los importes registrados en la balanza de comprobación de PEP al 31 de diciembre de 2011, en las cuentas de mayor 65110000 “Derechos S/Hidrocarburos P/Fondo de Estabilización” y 651110001 “Der. S/Hidrocarburos P/Fondo de Estab. Ejerc. Ant.”, por 86,663,274.7 miles de pesos y 901.3 miles de pesos, respectivamente, que totalizaron 86,664,176.0 miles de pesos del DSHFE, monto que coincidió con el consignado en el apartado “Notas a los Estados Financieros Dictaminados de PEP en 2011”.

Además, se comprobó que la provisión de los pagos del DSHFE se registró con cargo a la cuenta 6511 “Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización”, y abono a la núm. 2146 “Derechos sobre extracción y exportación de crudo y gas”, y el pago se realizó con cargo a la cuenta núm. 2146 “Derechos sobre extracción y exportación de crudo y gas”, y abono a la núm. 1106 “Caja de ingresos y egresos virtuales”, en cumplimiento de las disposiciones legales.

El importe del DSHFE registrado por PEP coincidió con el reportado en su balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2011 y con el presentado en los estados financieros dictaminados.


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8. Pagos provisionales trimestrales y anual del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización y pago de accesorios

Pemex Exploración y Producción (PEP) realizó los pagos provisionales trimestrales y el anual del ejercicio 2011 a cuenta del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE) el último día hábil de abril, julio y octubre de 2011, y enero de 2012, por 86,663,274.7 miles de pesos, como sigue:

PRESENTACIÓN DE LOS PAGOS PROVISIONALES

DEL DSHFE, 2011

Periodo trimestral Fecha de presentación

Del 1 de enero al 31 de marzo 29-04-2011

Del 1 de abril al 30 de junio 29-07-2011

Del 1 de julio al 30 de septiembre 31-10-2011

Del 1 de octubre al 31 de diciembre 31-01-2012

FUENTE: Declaraciones normales trimestrales y anual correspondientes al ejercicio fiscal de 2011, proporcionadas por la Subgerencia Fiscal de PEP.

La entidad presentó la declaración anual del ejercicio de 2011 el 30 de marzo de 2012, dentro de los plazos establecidos para el pago del DSHFE.

Asimismo, el 29 de febrero de 2012 PEP presentó la declaración complementaria número uno del DSHFE correspondiente al segundo trimestre de 2011, debido a que se incrementó el valor de la producción mensual de enero a mayo de 2011, por la reclasificación del tipo de crudo (ligero a pesado) de los campos Ek y Balam y se actualizó el balance de gas por campo del Activo Integral Cantarell, a efecto de reflejar el cambio de producción de crudo de pozos del campo Sihil al campo Akal, lo que generó un pago del DSHFE por 45 pesos, así como recargos y actualizaciones por 6 pesos, los cuales se calcularon de conformidad con la normativa.

9. Instrumentos de medición

En junio y julio de 2012 se realizaron visitas de inspección a fin de verificar los instrumentos empleados en el ejercicio 2011 para medir el volumen de extracción de petróleo crudo con los que se determinó la base fiscal para calcular el Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), ubicados en los centros procesadores siguientes:

Activo Integral Ku Maloob Zaap Región Noreste

• Zaap-C

Activo Integral Abkatun Pol Chuc de la Región Marina Suroeste

• Abkatun-A


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• Pol-A

Activo Integral Bellota Jujo de la Región Sur batería de separación Cárdenas Norte

• Batería de separación Tres Hermanos No. 3

• No. 4 Activo Integral Poza Rica Altamira de la Región Norte

A) Centro de Proceso Zaap-C del Activo Integral Ku Maloob Zaap de la Región Marina Noreste

En este centro de proceso se maneja el petróleo crudo de los campos Maloob y Zaap proveniente de las plataformas Zaap-A, Zaap-B, Zaap-C, Zaap-D, Maloob-A y Maloob-B.

En 2011, de acuerdo con los datos registrados en el sistema Producción Marina (PROMAR), en este centro procesador se manejaron aproximadamente 90,607.2 miles de barriles (MB) de petróleo crudo y 89,003,300.0 miles de pies cúbicos (MPC) de gas.

La producción de las plataformas Zaap-A, Zaap-B, Zaap-D, Maloob-A y Maloob-B llega mediante dos oleogasoductos de 24 pulgadas y se une con la producción de la plataforma PP-Zaap-C en un oleogasoducto de 36 pulgadas para separar posteriormente el petróleo crudo del gas en un paquete de separación de fases (Separador bifásico PA-1100). En la visita de inspección se constató que el arreglo del sistema de separación correspondió con el diagrama de tubería e instrumentación respectivo. El crudo ya separado del gas, se pasa por un patín de medición conformado por dos trenes de medidores ultrasónicos de 6 haces y un medidor ultrasónico maestro de 8 haces, los cuales se muestran a continuación:

PATÍN DE MEDIDORES ULTRÁSONICOS

FUENTE: Registro fotográfico de la visita de inspección.

Por otra parte, los números de serie de los dictámenes de calibración correspondieron a los registrados en las placas de identificación de cada medidor ultrasónico, en cumplimiento de la normativa aplicable. Asimismo, el arreglo del patín de medición correspondió con el diagrama de tubería e instrumentación respectivo.


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Los instrumentos de medición ultrasónicos y su instrumentación (transmisores indicadores de temperatura, densidad, presión y flujo) cumplieron con las especificaciones establecidas en la normativa.

Para integrar la producción cuantificada en los medidores ultrasónicos se tiene instalado un sistema de medición de aceite, conformado por tres totalizadores de flujo nstalados en el cuarto de control, los cuales se muestran a continuación:

TOTALIZADORES DE FLUJO


Finalmente, se comprobó que se tiene instalada una Interfaz Humano Máquina (HMI) en el cuarto de control, la cual está constituida por un equipo de cómputo y un programa de aplicación para administrar la funcionalidad y comunicación directa con el computador de flujo, en cumplimiento de la normativa, como se muestra en las imágenes siguientes:

PANTALLA DEL HMI PARA CONTROLAR EL SEPARADOR DE FASES



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B) Centro de proceso Abkatun-A del Activo Integral Abkatun Pol Chuc de la Región Marina Suroeste

El crudo que se recibe en este centro de proceso se separa del gas (estabilización), para lo cual cuenta con dos trenes de separación; cada tren está formado por un separador de primera etapa y otro de segunda etapa. El arreglo de los trenes de separación de la plataforma de producción permanente Abkatun-A correspondió con el diagrama de tubería e instrumentación respectivo.

En el 2011, de acuerdo con los datos registrados en el sistema PROMAR se manejaron aproximadamente 79,035.2 MB de petróleo crudo y 177,295,380.0 MPC de gas.

Para cuantificar la producción de petróleo crudo estabilizado se tiene instalado un patín de medición, el cual consta de dos trenes de medidores másicos tipo Coriolis, uno de producción y otro denominado “maestro”, que se utiliza para calibrar el medidor de producción; estos medidores están identificados como FE-1340 y FE-1341 y se muestran a continuación:

TREN DE MEDIDORES TIPO CORIOLIS


Los números de serie de los certificados de calibración de origen de los medidores, correspondieron a los registrados en las placas de identificación de cada medidor, en cumplimiento de la normativa aplicable; asimismo, el arreglo del patín de medición correspondió con el diagrama de tubería e instrumentación respectivo.

El petróleo procesado en esta instalación es de aproximadamente 36 grados API, una vez medido se envía al centro de proceso Akal-J, para ser enviado posteriormente a la Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (Floating Production, Storage and Offloading ‘FPSO’) "Yùum K´ak´Náab, FPSO, donde se mezcla con el petróleo crudo proveniente de Activo Integral Ku Maloob Zaap (11-14 grados API), para producir el crudo maya de exportación de 21 grados API.


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El cuarto de control está constituido por un equipo de cómputo y un programa de aplicación para administrar la funcionalidad y comunicación directa con el computador de flujo, como se muestra en las imágenes siguientes:

COMPUTADOR DE FLUJO PARA EL TREN DE MEDICIÓN


GABINETE “HMI” PARA MONITOREAR EL

FLUJO DE PETRÓLEO CRUDO


C) Centro de Proceso Pol-A del Activo Integral Abkatun de la Región Marina Suroeste

El centro de proceso Pol-A está constituido por una plataforma de perforación, una plataforma de distribución de hidrocarburos, una plataforma de producción (baterías de separación) y una plataforma de compresión de gas de alta presión.


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En este centro de proceso se maneja la producción proveniente de las plataformas satélites Pol-F, Pol-D, Pol-B, Batab-A, Batab-1A y Chuc-1. En el 2011, de acuerdo con los datos registrados en el sistema PROMAR se manejaron aproximadamente 41,667.8 MB de petróleo crudo y 92,344,260.0 MPC de gas.

El proceso en Pol-A consiste de dos baterías de separación, una de primera etapa (alta presión) y otra de baja presión (segunda etapa), en donde se separa el crudo y el gas de la mezcla proveniente de las plataformas citadas; la mezcla se recolecta en un cabezal para enviarse posteriormente hacia las baterías de separación, donde se separa el crudo del gas asociado. El arreglo de los separadores de primera y segunda etapas correspondieron con los diagramas de tubería e instrumentación respectivos.

Para la medición del volumen de crudo separado se utiliza un patín de medición, el cual consta de dos trenes de medidores másicos tipo Coriolis, uno de producción y otro denominado “maestro”, el cual se utiliza para calibrar el medidor de producción; estos medidores están identificados como FE-1300 y FE-1301, y se muestran a continuación:

MEDIDORES TIPO CORIOLIS


El crudo manejado en este centro de proceso es de aproximadamente 29 grados API y se envía mediante un oleoducto de 36 pulgadas a la Terminal Marítima Dos Bocas para su venta a exportación o al Sistema Nacional de Refinación.

Por otra parte, los números de serie de los certificados de calibración de origen correspondieron a los registrados en las placas de cada medidor másico, en cumplimiento de la normativa; asimismo, el arreglo del patín de medición correspondió con el diagrama de tubería e instrumentación respectivo.

Los instrumentos de medición másicos tipo Coriolis y sus transmisores e indicadores de temperatura, de densidad, de presión y de flujo cumplieron con las especificaciones técnicas de la normativa.


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Se tiene instalada una Interfaz Humano Máquina (HMI) en el cuarto de control, la cual está constituida por un equipo de cómputo y un programa de aplicación para administrar la funcionalidad y comunicación directa con el computador de flujo, en cumplimiento de la normativa, como se muestra a continuación:

PANTALLA DEL HMI PARA CONTROLAR EL

SEPARADOR DE PRIMERA ETAPA


D) Batería de separación Cárdenas Norte del Activo Integral Bellota Jujo de la Región Sur

En la Batería Cárdenas Norte se recibe la producción del Campo Cárdenas en baja y súper baja presión, así como la producción del campo Mora en súper baja presión. En 2011 la producción en esta instalación fue de 7,735.8 MB de petróleo crudo y 18,757,257.0 MPC de gas natural.

La producción del Campo Cárdenas fluye al cabezal general de llegada de pozos, posteriormente pasa a la etapa de separación en baja presión, y los líquidos son enviados a la etapa de estabilización, donde también se incorporan algunos pozos del campo Cárdenas y la corriente del campo Mora.

Esta etapa de estabilización se realiza en dos separadores horizontales elevados de baja presión, el petróleo crudo pasa a la succión de motobombas para ser enviado a la Central de Almacenamiento y Bombeo (CAB) Cactus, o bien es almacenado en los tanques atmosféricos.

El petróleo crudo que se envía a la CAB Cactus es cuantificado empleando un medidor tipo ultrasónico de cuatro haces, que se muestra en la imagen siguiente:


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MEDIDOR ULTRASONICO


El medidor ultrasónico cuenta con su placa de identificación y el número de serie es el mismo que el registrado en el dictamen de calibración, emitido por la Compañía Fujisan Survey, S.A. de C.V., laboratorio acreditado por la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA), en cumplimiento de la normativa; asimismo, el arreglo del patín de medición correspondió con el diagrama de tubería e instrumentación respectivo.

El medidor ultrasónico y su instrumentación (transmisores indicadores de temperatura, densidad, presión y flujo) cumplieron con las especificaciones establecidas en la normativa.

Por otra parte, para cuantificar la producción de cada pozo que fluye a la instalación se utiliza un separador horizontal de medición de baja presión, que se muestra a continuación:

SEPARADOR HORIZONTAL DE MEDICIÓN


En la línea de descarga del petróleo crudo se tiene instalado un medidor másico tipo Coriolis, el cual se utiliza para cuantificar la producción de crudo del pozo que se encuentra aforando.


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MEDIDOR MÁSICO TIPO CORIOLIS


Los instrumentos de medición másicos tipo Coriolis y su instrumentación (transmisor indicador de temperatura, de densidad, de presión y de flujo), cumplieron con las especificaciones técnicas establecidas en la normativa.

Se tiene un Sistema Electrónico de Medición (SEM), formado por dispositivos secundarios (transmisor de temperatura y presión), y un dispositivo terciario (computador de flujo), como se muestra a continuación:

GABINETE “HMI” PARA MONITOREAR EL

FLUJO DE PETRÓLEO CRUDO


Este sistema electrónico de medición cumplió con las especificaciones establecidas en la normativa.


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E) Batería de Separación Tres Hermanos No. 4 del Activo Integral Poza Rica Altamira de la Región Norte

La Batería de Separación Tres Hermanos No. 4 inició operaciones en 1960 con la perforación del proyecto Tres Hermanos.

En la visita de inspección el área de Operación de Pozos e Instalaciones proporcionó la “Cronología e Integración de Inventarios realizada en el Área Cerro Azul-Naranjos”, que se aplica en esta batería de separación. En la cronología se establecen los pasos desde la medición del volumen en los tanques de almacenamiento hasta la integración del Reporte de Producción para su integración a nivel Activo y Región.

El propósito de la Batería de Separación Tres Hermanos No. 4 es recibir la producción de aceite crudo de 56 pozos, de los cuales 16 son fluyentes, 24 con bombeo neumático (BN) y 16 con bombeo mecánico (BM), y separar el gas del aceite, y con esto aportar una producción de aceite de aproximadamente 2.1 miles de barriles diarios (MBD), con un 52.0% de agua. En 2011 en esta instalación se produjeron 418.7 miles de barriles (MB).

La mezcla de petróleo crudo y gas de los pozos llega al cabezal de recolección:

CABEZAL DE LLEGADA DE POZOS


De los cabezales se distribuye el flujo a los separadores que manejan una presión de separación de 28 libras/pulgada cuadrada, y eliminan el gas no asociado; es decir, a través de este dispositivo se ejecuta la separación de la mezcla.


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SEPARADOR HORIZONTAL

FUENTE: “Contexto operacional Batería Tres Hermanos No. 4”,

proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.

Los líquidos (aceite y agua) descargados del separador son conducidos al área de tanques de producción general o medición, donde se miden los volúmenes aportados. A la fecha de la visita se contaba con una capacidad de almacenamiento de 4.0 MB, integrada por tres tanques de almacenamiento (TV-1 y TV-2 de 1.0 MB y el TV-4 de 2.0 MB). El tanque TV-2 se encuentra fuera de operación.

Para la medición individual de los pozos, el flujo se alinea al cabezal de medición y se envía al separador de prueba o de medición, y se descarga el gas a través de un medidor de placa de orificio a la línea colectora de gas total; por otro lado, el aceite pasa a un tanque destinado para la medición, en donde se efectuará el aforo del tanque, por medio de una cinta graduada.

Para la medición de la producción total de la batería, el flujo se alinea al cabezal de producción general, se envía al separador de producción general, y una vez que el gas es separado para ser enviado a la línea colectora de gas total, el aceite es descargado hacia los tanques de producción general en donde se efectúa el aforo del tanque, mediante la utilización de una cinta graduada, de acuerdo con el procedimiento PG-PO-OP-0006-2009.

El volumen total de petróleo crudo es enviado a la Planta Deshidratadora Naranjos (PDN), empleando dos bombas de tornillo con motor eléctrico.

La medición individual de petróleo crudo por pozo en la batería de separación se realiza en tanques de almacenamiento con una cinta graduada (tanques TV-1 y TV-4), ya que no cuentan con equipos de medición automatizado y no tienen sistemas de monitoreo del volumen.

Asimismo, el volumen total de petróleo crudo que se maneja en la batería de separación se mide en los tanques de almacenamiento con una cinta graduada, ya que no cuentan con equipos de medición automatizados para cuantificar la producción total que se envía a la PDN.


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F) Batería de Separación Tres Hermanos No. 3

El proceso en la Batería Tres Hermanos No. 3 es similar al de la batería de separación Tres Hermanos No. 4. Consiste en la recuperación de aceite crudo de los pozos, que llega a un cabezal de producción general de 6 pulgadas; de ahí pasa a los separadores de baja presión, con capacidad para manejar 2.0 MBD, y 2.0 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas cada uno, los cuales se muestran a continuación:

SEPARADORES HORIZONTALES


En el 2011 en esta instalación se manejaron aproximadamente 127.1 MB de petróleo crudo.

Una vez separado, el petróleo crudo es enviado al área de tanques de producción general o medición; actualmente se cuenta con una capacidad de almacenamiento de 12.0 MB, los cuales se distribuyen en los tanques TV-2 y TV-3 con capacidad para 1.0 MB y el TV-6 con capacidad para 10.0 MB.

TANQUES HORIZONTALES


El volumen total de petróleo crudo almacenado en los tanques es bombeado hacia la Planta Deshidratadora Naranjos.


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La medición individual de petróleo crudo por pozo en la batería de separación se realiza en tanques de almacenamiento con una cinta graduada (tanques TV-2, TV-3 y TV-6), ya que no cuentan con equipos de medición automatizado y no tienen sistemas de monitoreo del volumen.

Asimismo, el volumen total de petróleo crudo que se maneja en la batería de separación Tres Hermanos No. 3 se mide en los tanques de almacenamiento con una cinta graduada, ya que no cuentan con equipos de medición automatizados para cuantificar la producción total que se envía a la Planta Deshidratadora Naranjos.

En el transcurso de la auditoría y con motivo de la intervención de la Auditoría Superior de la Federación, PEP proporcionó evidencia de la celebración de reuniones del personal de la Coordinación Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación, Tecnología de Información Poza Rica, Operación de Pozos, mantenimiento de Equipo Dinámico y Sistemas Auxiliares, Telecomunicaciones y Coordinación Administrativa de Contratos Integrales de Exploración y Producción, para determinar los requerimientos de las instalaciones y señales para un contrato de telemetría para el Activo de Producción Poza Rica Altamira. Dentro de los requerimientos para ese contrato, están incluidos los equipos de medición automatizados y los sistemas de monitoreo del volumen de tanques.

Derivado de lo anterior, PEP presentó el “Programa de Instalación de Sistema de Medición Tipo Radar”, autorizado por el Departamento de Operación de Instalaciones, Cerro Azul-Naranjos, e informó que instalaría el sistema radar a los tanques TV-01 y TV-04 de la batería de separación Tres Hermanos No. 4 en octubre y noviembre de 2012, respectivamente. Además, para los tanques de la batería Tres Hermanos No. 3 en esos meses instalaría el sistema en los tanques TV-03 y TV-O6, respectivamente, con lo que atendió lo observado.

10. Programas de mantenimiento y calibración a la Batería de Separación Cárdenas Norte

En el “Programa Anual: Mantenimiento General Preventivo”, elaborado por la compañía Z Technologies, para la batería de separación Cárdenas Norte del Activo Integral Bellota Jujo, se previó dar mantenimiento al sistema de medición de pozos a la descarga del separador de baja presión, al sistema de medición de nivel de aceite y nivel de agua en tanques de almacenamiento TV1 y TM1 y al patín de medición de envío de aceite durante el 2011. Para verificar su cumplimiento se revisaron los reportes de la misma compañía y se constató que se dio mantenimiento a los equipos de medición en los meses que se indican a continuación:


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CUMPLIMIENTO AL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

Mes Paquete de medición de

envío de crudo

Medidor de corte de

agua

Estación de monitoreo

HMI

Medidores de nivel en

tanques

Sistema de medición de pozos

Enero

Febrero

Marzo

Abril √

Mayo √

Junio √ √ √

Julio √ √ √

Agosto √ √ √

Septiembre √ √ √ √

Octubre √ √

Noviembre √ √

Diciembre √

FUENTE: Programa y reportes de mantenimiento de la Batería de Separación Cactus I, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.

HMI: Interfaz hombre máquina.

El mantenimiento a los instrumentos de medición de la batería de separación Cactus I, se realizó de acuerdo con el programa y la normativa.

Acciones

Recomendaciones

11-0-06100-02-0082-01-001.- Para que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, con base en la propuesta de Petróleos Mexicanos, presente al H. Congreso de la Unión la iniciativa de reforma para actualizar los rangos del precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano exportado, establecidos en el artículo 256 de la Ley Federal de Derechos, ya que estos parámetros fueron establecidos bajo el supuesto de un precio ponderado para la mezcla mexicana de crudo de 31.5 dólares y un tipo de cambio promedio de 11.40 pesos por dólar, considerados en el proyecto de Ley de Ingresos y de Presupuesto de Egresos para el ejercicio fiscal del 2006, y al cierre de 2011 el precio promedio ponderado fue de 101.1 dólares por barril y el tipo de cambio de 12.4381 pesos por dólar. [Resultado 3]

Resumen de Observaciones y Acciones

Se determinó(aron) 2 observación(es), de la(s) cual(es) 1 fue(ron) solventada(s) por la entidad fiscalizada antes de la integración de este informe. La(s) 1 restante(s) generó(aron): 1 Recomendación(es).


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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 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. Verificar la integración de los volúmenes de extracción de petróleo crudo.

2. Constatar el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo de exportación y comprobar que la producción de petróleo crudo se calculó en cumplimiento de la normativa.

3. Verificar el cálculo del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE) y que corresponda con la cantidad efectivamente enterada en los pagos provisionales trimestrales y anual de conformidad con la normativa.

4. Verificar en la SHCP que los fondos del DSHFE se destinaron conforme a la normativa en el ejercicio fiscal 2011.

5. Confirmar que los importes registrados en los resúmenes de Ingresos Ley por concepto del DSHFE correspondieron a los reportados en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011.

6. Conciliar el importe reportado en la Cuenta Pública con el de los Estados Financieros Dictaminados, de conformidad con la normativa.

7. Verificar el registro contable del DSHFE en Pemex Exploración y Producción.

8. Comprobar que las declaraciones de pagos provisionales y anuales se realizaron en los plazos previstos en la normativa.

9. Verificar que los accesorios se determinaron de conformidad con el Código Fiscal de la Federación y se presentaron en las declaraciones normales y complementarias del ejercicio fiscal de 2011.


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10. Verificar que los instrumentos para medir el petróleo crudo cumplieron con las especificaciones técnicas y normativas establecidas en las normas de referencia y en los Manuales del American Petroleum Institute. Asimismo, con base en una prueba selectiva comprobar que PEP cumplió con el programa de mantenimiento a patines de medición.

Áreas Revisadas

La Gerencia de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas; los activos integrales Ku Maloob Zaap de la Región Marina Noreste, Abkatun Pol Chuc de la Región Marina Suroeste, Bellota Jujo de la Región Sur y Poza Rica Altamira de la Región Norte de Pemex Exploración y Producción, así como la Administración de Cuenta Tributaria y Contabilidad de Ingresos "5", adscrita a la Administración General de Servicios al Contribuyente del Servicio de Administración Tributaria.

Disposiciones Jurídicas y Normativas Incumplidas

Durante el desarrollo de la auditoría practicada, se determinaron incumplimientos de las leyes, reglamentos y disposiciones normativas que a continuación se mencionan:

1. Otras disposiciones de carácter general, específico, estatal o municipal: Ley Federal de Derechos, Art. 256

Fundamento Jurídico de la ASF para Promover Acciones

Las facultades de la Auditoría Superior de la Federación para promover las acciones derivadas de la auditoría practicada, encuentran su sustento jurídico en las disposiciones siguientes:

Artículo 79, fracción II, párrafos tercero y quinto y fracción IV, párrafos primero y penúltimo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.

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 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 se presentó a esta entidad fiscalizadora para los efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.

Pemex-Exploración y Producción Derecho Sobre Hidrocarburos ... · En 2011 PEP exportó 488,333.8...

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