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Análisis del Informe del

Resultado de la Fiscalización

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SERIE: ANÁLISIS DEL IR 2009

Cuaderno 6

Marzo de 2011

COMISIÓN DE VIGILANCIA DE LA

AUDITORÍA SUPERIOR

DE LA FEDERACIÓN

La versión electrónica de este documento se encuentra

disponible en el sitio web de la Unidad de Evaluación y Control:

http://uec.diputados.gob.mx o www.diputados.gob.mx/UEC

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ANÁLISIS DEL INFORME DEL RESULTADO DE LA FISCALIZACIÓN SUPERIOR DE LA CUENTA PÚBLICA 2009

1

CONTENIDO

Página

1. El sector energía en el entorno de la crisis de 2009: una visión introductoria .............................................. 5

1.1 Precios internacionales y contracción de la producción ............................................................................ 5 1.2 Efectos en el Sistema Eléctrico Nacional ................................................................................................... 6 1.3 La dinámica de las empresas petroleras en el mundo ................................................................................ 7

2. Temas Relevantes y Problemática Asociada al Sector Energía en 2009 ...................................................... 11

2.1 Garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos ........................................................... 11 2.1.1 Balance general del sector energía ...................................................................................................... 11 2.1.2 Evaluación del modelo general de negocios ........................................................................................ 12 2.1.3 Volatilidad financiera en el subsector petrolero .................................................................................. 14 2.1.4 Los proyectos PIDIREGAS .................................................................................................................. 22 2.1.5 Problemas estructurales de Pemex ...................................................................................................... 26 2.1.6 Riesgos legales en el esquema financiero de Pemex ............................................................................ 43 2.1.7 Evaluación de la inversión de Pemex ................................................................................................... 47

2.2 Suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos ............................................................. 49 2.2.1 Declinación del mercado del servicio público de electricidad ............................................................ 49 2.2.2 Programas de inversión en infraestructura ......................................................................................... 54 2.2.3 Balance financiero del sector eléctrico ................................................................................................ 57 2.2.4 Liquidación de Luz y Fuerza del Centro .............................................................................................. 61

2.3 Aprovechamiento de fuentes renovables de energía ................................................................................. 64

3. Resultados Relevantes de la Fiscalización Superior en el Sector Energía ................................................... 65

3.1 Auditorías practicadas .............................................................................................................................. 65 3.2 Cobertura de la fiscalización .................................................................................................................... 65 3.3 Observaciones-acciones promovidas ........................................................................................................ 66 3.4 Dictámenes emitidos ................................................................................................................................. 67 3.5 Recuperaciones determinadas .................................................................................................................. 67

4. Evaluación de los Resultados de la Fiscalización en el Sector Energía ........................................................ 69

4.1 Garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos ........................................................... 70 4.1.1 Enfoque de la fiscalización superior .................................................................................................... 70 4.1.2 Contenido de auditorías relevantes ...................................................................................................... 73

Petróleos Mexicanos ............................................................................................................................ 73 Pemex-Exploración y Producción (PEP) ............................................................................................. 85 Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) ......................................................................................... 96 Pemex Petroquímica (PPQ) ................................................................................................................. 99 Pemex Refinación (PREF) ................................................................................................................. 104 PMI Comercio Internacional ............................................................................................................. 108

4.1.3 Balance de la fiscalización superior en el sector ............................................................................... 110 4.1.4 Temas de interés para la fiscalización ............................................................................................... 112 4.1.5 Áreas de oportunidad para el trabajo legislativo .............................................................................. 115

4.2 Suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos ........................................................... 117 4.2.1 Enfoque de la fiscalización superior .................................................................................................. 117 4.2.2 Contenido de auditorías relevantes .................................................................................................... 118

COMISIÓN DE VIGILANCIA DE LA AUDITORÍA SUPERIOR D ELA FEDERACIÓN

UNIDAD DE EVALUACIÓN Y CONTROL

2

Página

Comisión Federal de Electricidad (CFE) .......................................................................................... 118 Secretaría de Energía......................................................................................................................... 123

4.2.3 Balance de la fiscalización superior .................................................................................................. 123 4.2.4 Temas de interés para la fiscalización ............................................................................................... 124 4.2.5 Áreas de oportunidad para el trabajo legislativo. ............................................................................. 125

4.3 Aprovechamiento de fuentes renovables ................................................................................................. 126 4.3.1 Enfoque de la fiscalización superior .................................................................................................. 126 4.3.2 Contenido de las auditorías relevantes .............................................................................................. 126

Comisión Nacional para el Uso Eficiente de Energía (Conuee) ........................................................ 126 Pemex Exploración y Producción (PEP) ........................................................................................... 127

4.3.3 Balance de la fiscalización ................................................................................................................. 127 4.3.4 Temas de interés para la fiscalización ............................................................................................... 128 4.3.5 Áreas de oportunidad para el trabajo legislativo .............................................................................. 128

Anexos.………………..……………………………………………………………………………………………………………129


3

Presentación El presente cuaderno constituye la segunda y última parte del trabajo de evaluación que llevó a cabo la Unidad de Evaluación y Control en torno a los resultados de la fiscalización superior en entes vinculados con funciones de Desarrollo Económico, en el marco del análisis al Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009, que realiza la Comisión de Vigilancia de la Auditoria Superior de la Federación. En específico, en este documento se analizan los resultados de las 97 auditorías practicadas a las dependencias y entidades del sector Energía. Debe comentarse que en el documento anterior (Cuaderno 5) se evaluó la fiscalización en los sectores de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación; Comunicaciones y Transportes; Medio Ambiente y Recursos Naturales; Economía; Trabajo y Previsión Social; Turismo; Reforma Agraria, y Ciencia y Tecnología. Así, con los cuadernos 5 y 6 se integra la evaluación de las 212 auditorías que la Auditoría Superior de la Federación (ASF) practicó en la revisión de la Cuenta Pública 2009 a entes vinculados con funciones de Desarrollo Económico. El documento está divido en cuatro capítulos, de los cuales el primero ofrece información general del sector Energía, en el marco del Plan Nacional de Desarrollo y del programas sectorial correspondiente. Los tres capítulos siguientes abordan los temas y problemas relevantes que enfrenta el sector Energía; una revisión de los principales datos contenidos en el informe de la ASF sobre ese sector, y una evaluación de la fiscalización practicada, haciendo énfasis en el enfoque de la fiscalización utilizado, los contenidos de las auditorías relevantes, los temas de interés y áreas de riesgo para la fiscalización superior, así como las áreas de oportunidad legislativa que se desprenden de la evaluación. En la parte final del documento se anexan tres cuadros estadísticos: el primero con las auditorías practicadas por sector y ente auditado; el segundo con las observaciones-acciones promovidas por la ASF en la revisión de la Cuenta Pública 2009, y el tercero con la matriz de datos básicos de las 97 auditorías practicadas al sector Energía.

Marzo, 2011.


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1. El sector energía en el entorno de la crisis de 2009: una visión introductoria La crisis de 2009 afectó de manera diferenciada a los diversos segmentos del sector energía; no obstante, la constante en todos los ámbitos fue de depresión de los volúmenes de producción, decrecimiento de la generación de electricidad y afectación de las cuentas de balance y de resultados de las empresas del sector.

1.1 Precios internacionales y contracción de la producción A nivel internacional, todos los precios de los hidrocarburos sufrieron caídas durante 2009: el precio del crudo disminuyó 38.1%, la gasolina 27.9%, el diesel 35.1% y el gas natural 13.8%, situación que se convierte en el factor principal que condujo a una disminución prácticamente equivalente en las ventas de la mayor parte de las empresas petroleras en el mundo, incluida Pemex. En el mismo sentido respondieron las ventas domésticas y las exportaciones de hidrocarburos, los ingresos operativos, los impuestos, derechos y aprovechamientos y las utilidades netas. En los indicadores operativos, la producción reportó un descenso de 2.6%, el volumen consumido 1.7%, el volumen de comercio exterior 3.1%, en tanto que las reservas probadas sólo aumentaron 0.05% y la capacidad de refinación 2.2%.1

Al revisar los indicadores de la industria petrolera mexicana, se destacan aspectos como el descenso de las ventas de hidrocarburos de 20.8% en términos reales, siendo afectadas por la disminución de la demanda de energéticos de EUA, la contracción de la actividad económica del país, la caída en la producción y exportación de petróleo y la declinación de los precios internacionales del petróleo. Las ventas domésticas cayeron 15.3% en términos reales y las de exportación sufrieron la mayor declinación que fue de 26.8%. El volumen de producción continuó la tendencia descendente registrada desde 2004 y alcanzó los 2.6 millones de barriles diarios de petróleo crudo, debido a la caída que viene sufriendo Cantarell, el que hasta 2008 fuera el principal activo, ahora substituido por el yacimiento Ku Maloob Zaap (KMZ). Las reservas probadas sufrieron también un descenso al reportar 10.4 mil millones de barriles de petróleo crudo y las de gas natural continuaron con su caída.

El comercio exterior de petrolíferos, tuvo un marcado descenso en valor (38%), pero no fue tan pronunciado en volumen: 12.7% las exportaciones de petróleo crudo y 6% las importaciones de petrolíferos; con ello, la balanza comercial continuó siendo superavitaria, aunque las importaciones continúan dando señales de alerta. La capacidad de refinación se mantuvo sin cambios por más de veinte años, debido a los bajos niveles de inversión destinados al Sistema Nacional de Refinación, incluidos infraestructura, ductos, mantenimiento, transporte y reconfiguración de las seis plantas existentes.

1 BP Statistical Review of World Energy. BP, Junio de 2010.

COMISIÓN DE VIGILANCIA DE LA AUDITORÍA SUPERIOR DE LA FEDERACIÓN


6

1.2 Efectos en el Sistema Eléctrico Nacional El Sector Eléctrico Nacional (SEN), por su parte, presenta un desempeño de marcados contrastes que se reflejan en una capacidad de generación de electricidad que crece a una tasa media anual (TMA) de 4.1% en los últimos nueve años, pero la demanda interna sólo aumenta 2.1%, generando un margen de reserva que escila entre 38% y 44% en los últimos años. En ese sentido, el SEN, que hasta 2009 se integraba por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la Compañía Luz y Fuerza del Centro (LyFC), y los Productores Externos de Energía (PEE), viene trabajando con un elevado nivel de desocupación o subutilización de su planta productiva. El sector eléctrico mexicano progresivamente se ha ido transfiriendo a los permisionarios privados constituidos y aprobados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) como PEE: a este segmento de productores privados se le han cedido proyectos generadores de electricidad de la más alta importancia estratégica para el sector energético del país. Cabe comentar que en el periodo 2000-2009, la capacidad de generación del servicio público, constituido entonces por CFE y LyFC, sólo aumentó 0.9% promedio anual, en tanto que la de los PEE lo hizo en 17.2% promedio anual.

Son los Productores Independientes de Energía (PIE’s), bajo el esquema financiero PIDIREGA, el segmento que aporta la mayor capacidad de generación de electricidad, seguido del autoabastecimiento, la cogeneración, la exportación y los usos propios, que en conjunto contribuyen con 35.1% del SEN y 54.1% de la capacidad de la CFE. A mayo de 2010, la CRE autorizó 29 mil millones de dólares de inversión acumulada para PIE´s en 27 proyectos de generación de electricidad en la modalidad de ciclo combinado. Las licitaciones que se convocaron fueron adjudicadas a empresas extranjeras de España, Francia, Canadá y Japón. Los permisionarios independientes PIE´s tienen asegurado contractualmente ganancias extraordinarias en periodos mínimos de 25 años, utilizando la infraestructura del servicio público y podrían provocar un mayor aumento en las tarifas eléctricas, ya que parte de la demanda dejada con la extinción de LFC, será cubierta por estos permisionarios privados.

A este ritmo de expansión en la generación de capacidad de energía, en menos de ocho años los PEE podrían estar generado el equivalente a la capacidad del servicio público. Los proyectos se están acelerando y el plazo de dominio de la inversión privada extranjera en electricidad podría reducirse sensiblemente.


7

Existen afirmaciones recurrentes que las tarifas eléctricas están subsidiadas, no obstante, lo que ocurre es que tanto CFE como LFC venían trabajando con costos operativos elevados, por el alto costo de la electricidad que compran a los permisionarios privados; son esos costos los que se subsidian con transferencias presupuestales, reales y virtuales, a ambos organismos paraestatales.

Se requiere, en consecuencia, un diagnóstico profundo y serio de la problemática que enfrentan la industria petrolera y energética del país que permita medir la capacidad de actuación real del estado en estos dos sectores donde la legislación vigente prohíbe la inversión de permisionarios privados en la explotación, comercialización y suministro de hidrocarburos y electricidad. La fiscalización superior tiene una función central en la transparencia de los mecanismos utilizados por el Gobierno Federal en estas dos industrias estratégicas por el tipo de bienes renovables y no renovables que se producen, la importancia que significan para las finanzas gubernamentales y el impacto que generan para el propio desarrollo económico del país. Se requiere, adicionalmente, configurar y diseñar una política energética de largo plazo que brinde seguridad económica y de abasto energético al país, fundada en el uso racional de la infraestructura propia y en el fomento de la inversión que permita cubrir satisfactoriamente y a precios accesibles la demanda de energéticos de los consumidores nacionales.

1.3 La dinámica de las empresas petroleras en el mundo

Durante el ejercicio 2009, la industria petrolera sufrió el impacto del colapso de los precios internacionales del petróleo, cuya contracción se aceleró por una menor demanda en el consumo de energéticos a nivel mundial, cuyo origen ha sido identificado en la crisis regulatoria del sector financiero en 2008. En 2009, una muestra de once empresas productoras de petróleo crudo y gas, entre las que figuran las más grandes por el tamaño de sus activos, reportaron una caída de sus ventas de 33.5%, las más afectadas fueron: Royal Dutch de Holanda, BP de Reino Unido, Exxon Mobil, Chevron y Conoco Phillips de EUA. En ese mismo contexto, los ingresos de Petróleos Mexicanos sufrieron una caída de 17.8%. Es importante señalar que el común denominador en los resultados que tuvieron estas empresas, fue el descenso de los precios internacionales del petróleo provocado por la contracción de la demanda mundial del energético.



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2008 2009

INGRESOS TOTALES PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERASMiles de millones de dólares

Fuente: Hoovers y estados financieros de las empresas.

Un indicador revelador de la situación financiera de los ingresos generados por las empresas productoras de petróleo, son las utilidades obtenidas antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, mejor conocido por sus siglas en inglés como EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) y que permite medir la capacidad de las empresas para endeudarse o para enfrentar sus compromisos financieros y que adicionalmente da cuenta de la robustez financiera de la empresa. El EBITDA2 de la petrolera mexicana en 2009, a pesar de la caída en sus ventas totales, adquiere una posición inmejorable en su comparativo internacional, lo que revela también el elevado costo fiscal –impuestos y derechos–, el oneroso servicio de la deuda, incluida la amortización de pasivos y el impacto de la depreciación de activos no incluidos en el concepto EBITDA y que resultan muy superiores a los del resto de las empresas petroleras revisadas. Es evidente que los ingresos generados para cubrir el costo fiscal de PEMEX, que ascendió a 40.5 miles de millones de dólares en 2009, detonaron las pérdidas netas de la paraestatal por poco más de 7 miles millones de dólares, cuando ninguna de las empresas de la muestra reportaron pérdidas en este ejercicio fiscal. Statoil, la empresa noruega, con 16.7 miles de millones de dólares de ingresos para pago de impuestos y derechos, fue la segunda en importancia en ese rubro; no obstante, su carga fiscal representó 53% del EBITDA generado, mientras que en Pemex este indicador significó 84.2%. El resto de las empresas, incluso las que superar las ventas totales de Pemex en más de tres veces, mostraron cargas fiscales muy inferiores.

2 El EBITDA es una medida no contemplada en los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA). Se presenta

porque PEMEX considera que es una medida financiera de su habilidad para pagar el servicio de su deuda o de incurrir en deuda ampliamente aceptada.


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10

Pemex, con un régimen fiscal equivalente al del promedio de las empresas de la muestra de 56.53% de los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, podría haber generado una utilidad neta de 15 mil millones de dólares, muy similar a la registrada por las grandes petroleras, lo que sería de gran beneficio para fortalecer el débil capital de la empresa e incrementar sensiblemente los niveles de inversión. Con relación a la deuda de Pemex, su saldo al 31 de diciembre de 2009 es la más elevada de las empresas petroleras de la muestra tanto en su saldo monetario, que acumuló 46.8 miles de millones de dólares, como en su relación a pasivo total que fue de 45.3%. Solamente la superó Petrobras en monto con un saldo de 57.1 miles de millones de dólares, pero su apalancamiento financiero –deuda/pasivo– fue de sólo 25.8%.


11

2. Temas Relevantes y Problemática Asociada al Sector Energía en 2009 Los temas relevantes y la problemática del sector energía son producto de los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2009, el Programa Sectorial de Energía 2007-2009, del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2009 y de otros programas sectoriales relacionados. De estos documentos estratégicos se derivan los tres grandes apartados en los que se divide el presente documento: garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos; suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos; y, aprovechamiento de fuentes renovables de energía.

2.1 Garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos En este apartado se revisan los principales temas del subsector petrolero que permiten valor el grado en que las dependencias de la Administración Pública asociadas al sector están cumpliendo con ese objetivo estratégico.

2.1.1 Balance general del sector energía

Durante 2009, la producción de energía primaria ascendió a 1 mil 544.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significó 4.2% menos que en 2008. Con relación a la producción de energía secundaria, ésta fue de 866.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, reportando una reducción de 1% con relación al año anterior. Estas cifras indican, entre otras cosas, la baja capacidad de transformación de la industria energética del país.

Fuente: UEC con información del Balance Nacional de Energía 2009, SENER.

Energía primaria: 1,544.2 Energía secundaria: 866.5

COMPOSICIÓN DEL BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009Millones de barriles de petróleo crudo equivalente

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Gas licuado

Diesel

Electricidad

Combustóleo

Gas seco

Gasolinas y naftas



12

La contracción de la demanda de energéticos durante el año, propició la caída anual de la producción de petróleo crudo en 7.1% y del carbón en 7.5%, situación ésta última que se extendió por la menor extracción del mineral. En contraste, la producción de gas natural aumentó 4.1%, debido a la disminución de gas enviado a la atmósfera en 20% y por el aumento del aprovechamiento. La producción de energía de las fuentes renovables fue reflejo en buena medida de las diversas políticas ambientales, así como de las condiciones climatológicas que en 2009 fueron de sequía. En la producción secundaria, destaca la caída de gasolinas y naftas (-7.5%) y de diesel (-6.4%), que se explican por el menor contenido de líquidos en el crudo; asimismo, se observó una menor producción de queroseno asociada a la salida en operación de la planta de absorción de Reynosa. La generación de electricidad, según el Balance de la SENER, disminuyó 0.4% lo que fue producto de una menor eficiencia de las centrales eléctricas (38.5%) del servicio público, que contrastó con la de los Productores Independientes (PIE´s) que fue de 48.5%, aunque también fue menor que la del año anterior. Es de señalar que la mayor eficiencia de los PIE´s se debe a que sus centrales utilizan gas natural en tecnología de ciclo combinado.

2.1.2 Evaluación del modelo general de negocios Ubicar el contexto de desempeño de Pemex dentro de los modelos de gestión de la industria petrolera se vuelve relevante para identificar los factores que explican su crecimiento y las estrategias implementadas en la orientación endógena, exógena o ambas que se le imprime a los distintos segmentos de negocio dentro de un entorno de globalización de la industria petrolera. De los tres modelos que se identifican en el mundo (atomizado, integral y mixto), el gobierno mexicano, desde 1989, se orientó a adoptar un modelo atomizado en la gestión de Pemex, para lo cual segregó los distintos procesos que van de la extracción y refinación a la comercialización. El gobierno procuró desintegrar la refinación y la petroquímica básica, para concentrarse en la producción de crudo, realizando crecientes importaciones de productos refinados y petroquímicos. La adopción de este modelo por parte de Pemex, se dirigió a consolidar una fuente de ingreso primario del gobierno, antes que considerar a la paraestatal como una empresa del Estado. Las consecuencias objetivas de la instrumentación del modelo atomizado por más de dos décadas han sido el debilitamiento del potencial productivo y tecnológico, así como la descapitalización de Pemex. El modelo de gestión elegido por el gobierno hace dos décadas implicó una reestructuración organizacional profunda de PEMEX. La paraestatal fue dividida en cuatro empresas subsidiarias independientes, situación que tuvo como efecto positivo introducir una mayor eficiencia en cada uno de los procesos.


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MODELOS DE GESTIÓN PETROLERA

MixtoIntegralAtomizado

- Racionaliza la eficiencia microeconómica de cada proceso (producción, refinación y comercialización), lo que beneficia una gestión global adecuada.

- Desburocratiza la gestión de Pemex.

- La maximización de los ingresos públicos de corto plazo invalida el seguimiento de una estrategia industrializadora basada en la relevancia económica del petróleo.

- Con la racionalización de la eficiencia microeconómica de los procesos, podría perderse la racionalidad estratégica o global generando ineficiencias sectoriales.

- Genera duplicidad de acciones y actividades.

- Intenta operar una racionalidad estratégica basada en un enfoque económico global en la que es central el papel de la industria petrolera.

- Integra los procesos, de producción, refinación y comercialización, como uno sólo, y se basa en un modelo de industrialización para el país

- Genera un cuerpo burocrático.- Al proponer una visión de Estado, puede

perder de vista la racionalidad micro de la gestión, generando ineficiencias burocráticas.

- Intenta operar una racionalidad estratégica parcial de los procesos.

- Intenta limitar la burocratización de la gestión.

- Busca darle sentido y coherencia a los procesos de racionalidad micro, sin descuidar la racionalidad macro.

- Es parcialmente burocrática.

MODELO

VENTAJAS

DES-VENTAJAS

Sin embargo, la nueva racionalidad no tuvo un carácter estratégico con una visión de largo plazo. Pronto se hizo evidente que tal división generó duplicidades de funciones, y mayor complejidad administrativa, lo que incrementó los costos y propició una estructura burocrática pesada. Los precios de transferencia introducidos, privilegiaron sesgos ineficientes en la asignación de recursos. Se encarecieron los precios a los que una subsidiaria adquiere materia prima de la otra, haciendo inviables varios procesos industriales; se cuestionó, por ejemplo, la viabilidad de las refinerías, sin pensar en el valor agregado como un todo. De ahí la parálisis, por siete años, en el rendimiento productivo de las refinerías. La política de precios adoptada en forma segregada por las filiales de Pemex, se orientó preponderantemente a la eficiencia micro, buscando maximizar el ingreso fiscal de corto plazo, y las tasas de retorno para cada subsidiaria independiente, sin considerar la eficiencia estratégica, que se orienta a maximizar en el mediano y largo plazo el valor agregado de la industria, como lo hacen las grandes empresas petroleras de otros países sin importar si son privadas o públicas. Al evaluar los resultados del modelo atomizado de Pemex, es fácil concluir que su aplicación no toma en cuenta el desarrollo global armónico de la producción, la refinación y la comercialización, ni considera el potencial energético de la industria en el mediano y largo plazo. La política de precios adoptada por cada subsidiaria ha tenido como consecuencia el desalentar inversiones en procesos tecnológicos, que sólo tienen sentido con una visión global en virtud que su rendimiento sólo se aprecia en el largo plazo.



14

Esta política de precios ha obligado a que no se hayan canalizado inversiones en sectores vitales de la industria petrolera, en refinación, y en petroquímica por ejemplo. El resultado es la implantación de precios elevados de la energía que tornan poco competitiva a la economía industrial mexicana ante el mundo, e incapaz de generar suficientes empleos formales bien remunerados.

2.1.3 Volatilidad financiera en el subsector petrolero En 2009, las ventas totales de la paraestatal disminuyeron 20.8% en términos reales respecto de 2008 siendo afectadas por la disminución de la demanda de energéticos de EE.UU., la contracción de la actividad económica del país, la caída en la producción y exportación de petróleo y la declinación de los precios internacionales del petróleo. Así, las ventas domésticas cayeron en 15.3% en términos reales y las de exportación sufrieron la mayor declinación que fue de 26.8%. De acuerdo con información de Petróleos Mexicanos,3 la dinámica de los ingresos indica que es una empresa rentable tanto por sus ventas en el mercado nacional que muestran una TMAC de 4.4% en términos reales, en 1997-2009, como por el crecimiento de sus exportaciones que fue de 7.2% en el mismo periodo. A pesar del aumento real del costo de ventas (10.4%), el rendimiento bruto refleja cifras sólidas, lo que se manifiesta en el elevado margen de operación.

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Ventas totales 269.5 265.7 345.0 478.7 457.4 514.8 625.4 799.4 928.5 1,103.5 1,136.0 1,329.0 1,089.9

En el país 165.3 184.8 226.1 292.9 303.9 336.1 387.2 464.0 505.1 567.3 592.0 679.8 596.4

De exportación 98.7 72.2 108.7 175.4 141.5 178.8 238.2 335.4 423.5 535.1 542.9 644.4 488.3

Ingresos por servicios 5.5 8.8 10.2 10.4 12.1 nd nd nd nd 1.1 1.1 4.8 5.9

Costo de ventas 79.7 93.2 113.5 153.1 165.3 168.8 207.1 272.9 361.2 418.3 460.7 654.0 561.1

Rendimiento bruto 189.8 172.5 231.5 325.6 292.1 346.0 418.3 526.5 567.3 685.3 675.4 674.9 528.8

Margen bruto % 70.4 64.9 67.1 68.0 63.9 67.2 66.9 65.9 61.1 62.1 59.5 50.8 48.5Gastos generales 20.8 27.3 32.0 39.6 41.6 50.4 50.7 56.1 68.7 81.0 84.9 103.8 100.5

Gastos de distribución 7.4 9.6 10.9 12.6 13.6 16.0 15.5 18.2 21.9 24.9 24.8 34.0 31.9

Gastos de administración 13.4 17.7 21.1 27.0 28.0 34.4 35.2 37.9 46.8 56.1 60.1 69.8 68.7

Rendimiento de operación 169.0 145.3 199.6 286.0 250.5 295.6 367.6 470.4 498.8 604.3 590.4 571.1 428.3

Otros ingresos netos 1.5 2.1 4.7 5.3 6.7 5.6 nd 11.5 11.8 61.2 83.0 198.0 40.3Resultado integral de financiamiento 0.9 2.9 7.2 6.7 13.1 6.2 30.7 7.3 4.5 -23.9 -20.1 -107.5 -15.3

Rendimiento antes de impuestos y derechos 167.4 140.3 187.7 274.1 230.7 289.4 339.8 474.6 506.1 651.7 659.0 659.6 452.0

Impuestos, derechos y aprovechamientos 159.5 151.9 208.8 293.8 263.5 314.0 382.5 490.1 580.6 604.8 677.3 771.7 546.6

% del rendimiento antes de impuestos y der 95.3 108.3 111.2 107.2 114.2 108.5 112.6 103.3 114.7 92.8 102.8 117.0 120.9

% del PIB 5.0 3.9 4.6 5.6 4.8 5.2 5.1 5.7 6.3 5.8 6.0 6.4 4.6

Rendimiento neto 8.0 -11.6 -21.2 -19.7 -32.8 -24.6 -40.6 -11.5 -11.8 47.0 -18.3 -112.1 -94.7

EBITDA 177.8 140.7 214.3 298.1 - 207.0 317.0 514.6 595.7 813.0 833.7 969.6 649.8

Fuente: Elaborado por la UEC con información de los estados financieros de Pemex, 1997-2009.

ESTADO DE RESULTADOS DE PETRÓLEOS MEXICANOSMiles de millones de pesos

Después del extraordinario excedente petrolero generado en 2008, por cerca de 14 mil millones de dólares, exclusivamente por exportaciones de petróleo crudo, en 2009 el diferencial entre el precio de referencia estimado en el PEF y el observado fue negativo, es decir, no se generaron excedentes petroleros por exportaciones. El diferencial a favor del gobierno federal en el precio de la mezcla había sido en 2008 de 36.4 dólares

3 Información construida con base en estados financieros, informes anuales, anuarios estadísticos de los años que se incluyen de

Petróleos Mexicanos.


15

por barril (dpb) mientras que en 2009 fue de 12.6 dpb en contra, lo que implicó que se reportara un faltante de ingresos por exportaciones de 8 mil millones de dólares.

El modelo de estimación del precio de referencia de la mezcla de exportación, nuevamente erró la proyección igual como lo hiciera en los ejercicios fiscales anteriores, solamente que en esta ocasión propiciando un faltante de recursos. El excedente de 2008 pudo haber cubierto sobradamente ese déficit, no obstante cuando se reportan excedentes tan elevados, la reasignación de los mismos da origen al uso discrecional y disminuye en consecuencia los esfuerzos de la transparencia.

18.6

21.5

24.8

31.1

42.7

53.2

60.7

85.4

57.4

18.0

15.5

18.4

20.0

27.0

36.5

42.8

49.0

70.0

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

PEF Observado

Fuente: UEC con información del PEF y de la SHCP.

EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEODólares por barril de petróleo crudo

El Ejecutivo Federal en el ejercicio de 2009, ejerció los derechos de cobertura sobre riesgos petroleros que anualmente ha comprado y que ahora producto de la sobreestimación del precio de referencia podría utilizar. En principio, la SHCP había anunciado que obtendría un beneficio de 9,553 millones de dólares4 si el precio de la mezcla en promedio se ubicara por debajo de los 70 dpb estimado; al cerrar el año, el precio reportado fue de 57.4dpb. Sin embargo, en una nota escueta informaría que las coberturas ejercidas por la baja en los precios de la mezcla habían sido de sólo 5 mil millones de dólares. Debe señalarse, que se desconocen los términos en los que la SHCP negocia y estructura la adquisición de las coberturas petroleras y las licitaciones para seleccionar a los bancos de inversión participantes. La SHCP determinó que el precio de la MME para el ejercicio fiscal de 2009 se ubicaría en 70 dpb, tal estimación fue producto de haber aplicado la fórmula para calcular los precios del energético que quedó establecida en el artículo 31 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (LFPRH). La SHCP señala que dicha

4 Cobertura de ingresos petroleros del gobierno federal para 2009. SHCP, noviembre de 2008.



16

fórmula indica con claridad los elementos que deben considerarse para el cálculo del límite superior de este parámetro, dotando de transparencia al método de estimación.5 Debe destacarse, que la precisión de la estimación es factor crítico para las finanzas gubernamentales, ya que los ingresos petroleros que forman parte de la Ley de Ingresos financian más de una tercera parte de los ingresos presupuestales.

Hasta ahora dicha fórmula no ha sido certera en las estimaciones del precio de referencia, debido a que la metodología no incorpora parámetros con índices de tendencia ni de volatilidades,6 por lo que convendría revisarla para brindar mayor objetividad, toda vez que al depender de una base histórica del precio de la mezcla demasiado extensa para su proyección y precios de futuros muy estables, no incorpora las volatilidades abruptas de corto plazo del precio internacional que son las que en mayor medida influyen sobre la evolución de los precios.

Con relación a la dinámica mostrada por los precios históricos de la mezcla de exportación, entre 1974 y 2009, se observan dos periodos donde los precios internacionales tuvieron los niveles más altos: el primero fue en 1980 cuando la mezcla mexicana movido por su precio de referencia, el WTI, alcanzó 82.2 dólares a precios de 2009 y el más reciente de 2008, de 85.4 dólares por barril.

En 1980, el WTI había alcanzado a precios de 2009 un pico de 99.1 dólares por barril, 17 dólares más que la mezcla mexicana y en 2008, 93.3 dólares por barril. En el promedio anual, el pico de aquel año es más alto que el reciente de 2008, pero por promedios mensuales el de junio de 2008 fue más alto (125.8 dólares) que el de diciembre de 1979 (108 dólares).

Costos operativos y de administración

Hay evidencia empírica de la correlación entre el dinamismo de los precios internacionales del petróleo, las ventas de hidrocarburos y los costos generales de Pemex. Sobre todo a partir de 2004, el elevado crecimiento de los ingresos propicia que los gastos generales impacten en forma importante en los resultados brutos de la paraestatal, asumiendo un comportamiento procíclico: en el periodo 1997-2009, aumentaron casi el doble que el reportado por los ingresos totales concentrándose el mayor incremento en el costo de ventas.

El costo de ventas7 adquiere una dinámica propia ya que como proporción de los ingresos totales aumentó de 29.6% en 1997 a 33.1% en 2003 y de 34.1% en 2004 a

5 Criterios Generales de Política Económica para 2009, SHCP.

6 La SHCP realiza sus predicciones sobre el precio de referencia de la mezcla con mucha antelación a la presentación del proyecto

de presupuesto de egresos del año siguiente, por lo que ante volatilidades abruptas del precio internacional, la fórmula de la LFPRH no ha servido como un referente satisfactorio, debido a las importantes diferencias entre el precio observado y el estimado. 7 Se determina globalmente sumando a los inventarios al inicio del año, el costo de operación de campos petroleros, refinerías y

plantas, las compras de refinados y otros productos, deduciendo el valor de los inventarios al final del año. El costo de ventas incluye la depreciación y amortización asociadas con los activos utilizados en la operación, así como el gasto asociado con la reserva para abandono de pozos. Informe Anual 2009, Pemex.


17

51.5% en 2009, más de 20 puntos porcentuales en los últimos once años. Esta situación se explica en gran medida por el elevado costo que ha implicado la importación y comercialización de productos petroleros y en particular la adquisición de gasolinas en el exterior y su venta doméstica. El costo de ventas, en 2009, disminuyó 17.2% en comparación con 2008, situándose en 561.1 mil millones de pesos, explicado principalmente por la disminución de 104.4 mil millones de pesos por la compra de productos importados para ser revendidos en México.8 El margen de ingresos brutos (ventas-costo de ventas/ventas) a pesar que ha disminuido, se mantiene por encima de los niveles reportados por las principales petroleras.

29.6

35.132.9

32.0

36.1

32.8 33.134.1

38.937.9

40.6

49.251.5

4.5 5.2 4.8 4.3 4.5 4.8 4.0 3.9 4.3 4.4 4.2 5.05.3

13.6

24.4

19.4

15.4

19.819.2

14.8 11.3 11.1 10.5 11.110.8

14.1

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

COSTO DE VENTAS Y GASTOS GENERALESPorcentajes de las ventas totales

Costo de ventas Gastos de distribución Gastos de administración

Fuente: UEC con información de Pemex.

Por su parte, los gastos de administración mantuvieron una tendencia a la baja como proporción de las ventas totales entre 1998 y 2003, no obstante, en los últimos años crecieron a un ritmo casi equivalente al de los ingresos totales. Los gastos de distribución, a su vez, se mantuvieron estables en todo el periodo. Debe señalarse, que los gastos de administración por empleado de Pemex casi se duplicaron entre 1999 y 2009 al pasar de 264 mil pesos a 473 mil pesos, a precios de 2009, es decir, un crecimiento medio anual real de 5.4%. Aunque la plantilla de Pemex es alta (145 mil empleados) sólo aumentó 12.4% en los últimos diez años; Pemex PEP y Pemex Refinación absorben 65% del personal del organismo. En el mismo periodo, 1999-2009, Pemex Petroquímica redujo su plantilla de personal de 14 mil 747 empleados a 13 mil 447 empleados y Pemex Corporativo más que la duplicó al pasar de 4 mil 941 empleados a 11 mil 277 trabajadores.

8 Informe Anual, 2009, Pemex.



18

GASTO DE ADMINISTRACIÓN Y NÚM DE EMPLEADOS

264 302 296338 330

339

401

454470

508

473

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Gasto de administración percápita(miles de pesos de 2009)

129

133135

137138 138

139141 141

142

145

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Número de empleados

Fuente: UEC con información del Anuario 2010 de Pemex.

Debe señalarse que la plantilla de personal que Pemex da a conocer en su página web, ascendió a 129 mil plazas en 1999 y 145 mil plazas en 2009, no obstante, también se señala que estas plazas sólo corresponden al personal activo y que existen alrededor de 75 mil plazas de pensionados y jubilados que será conveniente corroborar, con lo cual la plantilla total de la paraestatal se ubicaría en 220 mil plazas.

Rentabilidad operativa antes de impuestos y derechos Una vez descontados los costos de ventas y gastos generales a los ingresos totales se obtiene el rendimiento de operación que bien puede utilizarse como un medidor de la eficiencia financiera de la empresa antes de incorporar otros ingresos netos y el resultado neto del financiamiento. La rentabilidad de Pemex, en ambos indicadores, muestra un ascenso importante hasta 2006, no obstante, ya desde 2005 la importación de petrolíferos, gas natural y petroquímicos empezó a tener un crecimiento exponencial que impacta negativamente la rentabilidad de la empresa. Entre 2005 y 2009, Pemex acumula importaciones por 75 mil millones de dólares concentrándose el 62% en gasolinas, diesel y combustóleo, lo que merma la rentabilidad operativa y la capacidad de la empresa para financiar proyectos estratégicos de inversión con recursos propios. Los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, a diferencia del rendimiento de operación, se ven favorecidos por la acumulación de otros ingresos netos de la paraestatal que compensan el elevado costo financiero generado por posiciones cambiarias y pago de intereses de la deuda. A partir de 2006, se permite reconocer a Pemex Refinación en otros ingresos el beneficio de la tasa negativa de IEPS, por 37.2 miles de millones en 2007;, 194.6 miles de millones en 2008, y 72.1 miles de millones en 2009. A pesar del descenso en los índices de rendimiento, la rentabilidad de PEMEX, antes de impuestos, derechos y


19

aprovechamientos, habla de una empresa saludable financieramente, cuyo flujo neto es positivo y suficiente para cumplir con sus programas operativos.

Costo fiscal de los impuestos, derechos y aprovechamientos El régimen fiscal de Pemex, aun con las modificaciones aplicadas a partir de 2006, ha tenido pocas variantes por lo que continúa afectando negativamente los resultados financieros de la empresa y se constituye en un factor crítico que degrada los resultados operativos, debido a la insuficiencia de recursos de que dispone el organismo para financiar sus proyectos estratégicos. El deterioro adquirió un carácter progresivo en las cuentas de balance de la paraestatal, promovido en lo fundamental por la excesiva carga fiscal que en 1997-2009 aumentó 3.9% promedio anual real. Como porcentaje de los ingresos de operación de Pemex, el costo fiscal representó 135.1% en 2008 y 127.6% en 2009, lo que implica que la empresa tiene que recurrir constantemente a financiar con deuda y con recursos del capital, el remanente que no alcanza a cubrir con la utilidad operativa.

344.0 276.2

338.0

436.5 375.0

422.7 495.3

603.3

691.7 692.3 747.3

799.3

546.6

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOSMiles de millones de pesos de 2009

Impuestos, derechos y aprovechamientos

5.0 3.9 4.6

5.6 4.8

5.2

5.1 5.7

6.3 5.8

6.0 6.4

4.6

% del PIB


En el periodo 1997-2009, la carga fiscal representó en promedio 58.5% de los ingresos totales reportados en el periodo. De la carga fiscal total pagada en el periodo, 4.2 billones correspondieron a derechos sobre extracción de petróleo y otros derechos y 592 mil millones al Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). De haber pagado impuestos como cualquier otra empresa del país, éstos hubieran fluctuado entre 3.5 y 3.7 billones de pesos en el mismo periodo (IEPS más 32% de ISR y una sobre tasa por derechos).



20

Ninguna empresa petrolera en el mundo se grava con impuestos y derechos en la magnitud que ocurre con PEMEX, como se puede constatar en las siguientes cifras de una muestra de empresas petroleras en Estados Unidos, Europa, Asia y América Latina, incluidas las de propiedad estatal; ni aun dentro de estas últimas la venezolana PDVSA que es la que presenta el indicador carga fiscal a ingresos operativos más elevado, después de PEMEX.

EMPRESASINGRESOS

(a)

UTILIDADES

ANTES DE

IMPUESTOS

(b)

IMPUESTOS

(c )(c/a) % (c/b) %

Total 1,855.1 269.9 152.6 8.22 56.53

EMPRESAS EN EU 635.0 63.3 28.2 4.44 44.55

EXXON MOBIL (EUA) 310.6 34.8 15.1 4.86 43.39

CONOCO PHILLIPS (EUA) 152.8 10.0 5.1 3.34 51.00

CHEVRON (EUA) 171.6 18.5 8.0 4.66 43.24

EMPRESAS EN EUROPA 772.0 93.4 46.1 5.97 49.36

ROYAL DUTCH SHELL (HOLANDA) 285.1 21.0 8.3 2.91 39.52

BP (REINO UNIDO) 246.1 25.1 8.4 3.41 33.47

TOTAL ( FRANCIA) 160.7 23.5 11.1 6.91 47.23

REPSOL YPF (ESPAÑA) nd 4.0 1.6 nd 40.00

STATOIL (NORUEGA) 80.1 19.8 16.7 20.85 84.34

EMPRESAS DEL ESTADO 448.1 113.2 78.3 17.47 69.16

PDVSA (VENEZUELA)1

126.4 37.1 27.7 21.91 74.66

PEMEX (MÉXICO) 80.7 33.5 40.5 50.15 120.94

PETROBRAS (BRASIL) 91.9 22.1 5.2 5.66 23.53

PETROCHINA (CHINA) 149.1 20.5 4.9 3.29 23.90

1/ Corresponde a 2008.

Fuente: Elaborado por la UEC con informacion de Hoover´s, ConocoPhillips (Reporte Anual 2008), Informe Anual de Pemex y

página Web de las empresas incluidas (Estados financieros).

CARGA FISCAL DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2009

Miles de Millones de Dólares

Mientras que para PDVSA el indicador de carga fiscal disminuyó de 89.4% en 2006 a 66.8% en 2008, en PEMEX ocurrió lo contrario, aumentó para esos mismos años de 92.8% a 117%.

Utilidades netas antes y después del costo fiscal El deterioro financiero de PEMEX ha sido progresivo desde que el Gobierno Federal decidió financiar sus egresos presupuestarios con ingresos provenientes de la venta de hidrocarburos a través de la creación de un régimen fiscal especial para PEMEX. Las cuentas de balance y del estado de resultados de la empresa muestran desde entonces un marcado descenso tanto en su patrimonio como en sus utilidades netas. El régimen fiscal que incluye una amplia variedad de derechos, más el Aprovechamiento sobre Rendimientos Excedentes (ARE) y los impuestos a las gasolinas (IVA) y el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), constituye en conjunto un factor altamente gravoso e impide que la empresa tenga recursos disponibles para financiar la inversión en obras de infraestructura.


21

167.4

140.3

187.7

274.1

230.7

263.1

339.8

459.3

506.1

628.1

658.9 659.6

451.9

-7.9 -11 -21.2 -19.7 -22 -20.5-42.7

-15

-74.5

45.2-18.3

-112.1 -94.7

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Fuente: PEMEX.

Utilidad antes de impuestos y derechos

Utilidad neta

RENTABILIDAD DE PEMEXMiles de millones de pesos

A pesar de los altos pecios de la mezcla mexicana y de los elevados ingresos por exportación de petróleo, esta situación no se reflejó en un aumento de los resultados netos de la paraestatal y mayores recursos para inversión en infraestructura del organismo.

En un escenario medio como el resto de las empresas petroleras revisadas, en ese periodo, PEMEX hubiera pagado al fisco 2.95 billones de impuestos y derechos, 56.53% de las utilidades antes de impuestos y derechos9 y reportado utilidades por 2.1 billones de pesos. Lo anterior sin considerar el probable impacto favorable en la expansión de los proyectos que hubiera significado la reinversión de utilidades.

Desempeño del pasivo y del capital contable

La carga fiscal aplicada a Pemex, no solo implicó que se deterioraran los resultados netos de la empresa ya que también, debido a la erosión de las utilidades operativas, fue necesario endeudarse para cubrir el faltante de las aportaciones al Gobierno Federal.

El esquema PIDIREGA que no fue autofinanciable como originalmente se estableció en su diseño y que tampoco pudo apoyarse con recursos propios, dio origen a una dinámica de endeudamiento no comparable con la de otras empresas petroleras. Adicionalmente, el elevado pasivo laboral que se generó con las inmejorables prestaciones del personal de Pemex y una numerosa plantilla de trabajadores, propiciaron que el saldo del pasivo se incrementara entre 1997 y 2009, a una TMAC de 11% real.

9 Este fue el porcentaje que pagaron las once empresas petroleras que se incluyen en el presente reporte y que correspondió al

aplicado en 2008. En 2009, la retención promedio fue de 47.42% que de haberse aplicado el escenario podría haber sido mejor para Pemex.



22

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Activos 339.5 416.7 482.2 563.5 556.9 767.7 845.5 979.1 1,042.6 1,250.0 1,330.3 1,236.8 1,332.0

Circulante 64.4 55.4 87.5 109.4 76.5 128.6 171.0 251.7 292.8 399.4 428.6 364.3 349.7

Fijo 232.4 310.3 338.3 388.2 406.9 503.5 539.2 614.4 643.2 737.2 793.8 845.1 967.6

Otros 42.6 51.0 56.5 65.9 73.4 135.6 135.2 113.0 106.6 113.4 107.9 27.4 14.7

Pasivos 186.3 249.6 320.8 412.9 434.0 663.8 799.6 944.7 1,069.4 1,208.6 1,280.4 1,210.0 1,398.8

A corto Plazo 61.2 54.6 84.2 95.8 71.9 118.3 136.9 145.2 164.5 176.3 289.5 176.0 243.0

A Largo Plazo 125.1 195.0 236.6 317.1 362.1 545.5 662.7 799.5 904.9 1,032.3 990.9 1,034.0 1,155.9

Reserva laboral nd nd nd 167.2 173.0 265.2 285.8 315.4 375.7 471.7 528.2 495.1 576.2

Patrimonio 153.1 167.1 161.5 150.6 122.9 103.9 45.9 34.5 -26.9 41.5 49.9 26.9 -66.8

Fuente: Elaborado por la UEC con información de los estados financieros de Pemex e INEGI.

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL DE PETRÓLEOS MEXICANOSMiles de millones de pesos

Al no haber utilidades, no fue posible capitalizar al organismo como lo han estado haciendo otras empresas petroleras gubernamentales y no gubernamentales. El deterioro del capital ha implicado que la empresa tenga capitales contables negativos como lo muestran 2005 y 2009. A precios de 2009, la empresa ha perdido 400 mil millones de capital en los últimos 11 años. Ninguna de las empresas petroleras que se revisan en este reporte, presenta capital neto negativo como en el caso de PEMEX, incluida Repsol YPF que tiene a 2009 el menor monto de activos pero concentra un capital contable de 29 mil millones de dólares. El pasivo financiero, deuda de corto y largo plazo, con excepción de Pemex, supera el monto de capital contable, es decir, el capital de la paraestatal no solo es insuficiente para cubrir los compromisos de deuda sino que es altamente negativo. No obstante, las empresas calificadoras no toman en cuenta la razón deuda financiera/capital contable, que es el indicador que mide el grado de apalancamiento financiero de una empresa y que no debería ser mayor que el patrimonio corporativo; aun con ello, Standard & Poors, Moodys y Fitch consecutivamente le asignan una calificación muy similar a la de otras empresas petroleras.

2.1.4 Los proyectos PIDIREGAS En las siguientes páginas se desarrolla una evaluación primaria de los resultados globales de los proyectos PIDIREGAS, enfocada a valorar la productividad y rentabilidad de los principales activos y el impacto sobre la acumulación de pasivos.

Rentabilidad y costo financiero de la deuda PIDIREGA

El elevado pasivo de Pemex es resultado del costoso financiamiento del esquema PIDIREGA que se instrumentó en el periodo 1997-2008 a través de los vehículos financieros Master Trust y Fideicomiso F/163. Al adicionarse el saldo de la reserva laboral de la paraestatal, la deuda se incrementa de 631.8 miles de millones de pesos a 1.2 billones de pesos.


23

214 219325.4

416.6508 537.7 590.7

500.9586.7 631.9167.2 173

265.2

285.8

315.4375.7

471.7528.2

495.1

576.2

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Reserva Laboral

Corto y largo plazo

DEUDA TOTAL DE PEMEXMiles de millones de pesos

Fuente: UEC, estados financieros de Pemex.

381.2 392.0

590.6

702.4

823.4

913.4

1,062.41,029.1

1,081.8

1,208.1

El pasivo financiero de las empresas petroleras de la muestra, aumenta en dólares 31.1% entre 2008 y 2009; Petrobras la multiplica al pasar de 27.4 miles de millones de dólares a 57.1 miles de millones; la de Petrochina se incrementa en 87.4%; la de Statoil en 67.5% y la de Royal Dutch en 51.3%. Al evaluar los proyectos Pidiregas, en el periodo de su vigencia, se determinó que los flujos netos generados, según los reportes de la Cuenta Pública, tuvieron un crecimiento explosivo en términos nominales entre 2002 y 2008 puesto que crecieron en forma acumulada 736.9%, lo que se deriva del impacto provocado por el cambio del Índice de Precios de la Mezcla de Exportación (IPMME). En ese periodo, el precio de la mezcla mexicana pasó de 21.5 dpb a 85.4 dpb, propiciando un efecto inflacionario en los ingresos petroleros.

140.5

228.9

218.5 211.6 197.1

185.5

100.0

162.1

331.1

433.9

523.6

556.6

736.9

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

FLUJO NETO AJUSTADO DE LOS PROYECTOS PIDIREGASCrecimientos acumulados, 2002=100

Flujo neto ajustado IPMME

Flijo neto nominal

Fuente: UEC con información de la Cuenta Pública, varios años.



24

El flujo neto ajustado por el IPMME muestra un ascenso importante hasta 2004 pero a partir del siguiente año, su tendencia real es a la baja, lo que refleja una incapacidad de los proyectos para generar una infraestructura petrolera que sea vea reflejada en aumento de la producción de hidrocarburos. Esa tendencia de los ingresos petroleros de los PIDIREGAS se corrobora al revisar el indicador de volumen de producción de petróleo crudo, cuya evolución en descenso es muy similar. Por el contrario, el saldo de la deuda contratada a través de los vehículos financieros de Pemex reporta un crecimiento acumulado de 308.9%, que con la caída de la producción y de las reservas de hidrocarburos podría podría generar una situación insostenible y en determinadas circunstancias llegar al rescate por parte del Gobierno Federal.

100.0 106.1 106.5 104.9 102.5 96.887.9

141.7

186.5

221.0

248.8

281.8

308.9

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

EVOLUCIÓN DE LOS PROYECTOS PIDIREGASCrecimientos acumulados, 2002=100

Saldo de la deuda real

Volumen de producción de crudo

Fuente: UEC con información de la Cuenta Pública, varios años. Al revisar el flujo neto ajustado y el volumen de producción por proyecto, se constata que tienen una evolución similar: Cantarell disminuye sus flujos y su volumen de producción, KMZ y el Programa Estratégico de Gas, presentan los más altos incrementos en ambos indicadores y Burgos crece a tasas relativamente bajas. A diciembre de 2008, de un monto acumulado de la deuda por 813 mil millones de pesos, 215 mil millones correspondieron a Cantarell, 151 mil millones al PEG, 101 mil millones a KMZ y 97 mil millones a Burgos, es decir, 70.2% del total entre ellos. Debe señalarse que a esa fecha, había proyectos cuyos ingresos no alcanzarían a cubrir el saldo de la deuda comprometida, como son Burgos (45% de la deuda), PEG (92%), Madero (98%), Arenque (50%), Chicontepec (44%) y Yaxche (70%). Y otros como Cantarell, Bellota-Chinchorro, Cactus Sitio-Grande, Puerto Ceiba y Poza Rica, sus ingresos anuales se encuentran en los límites de sus saldos de endeudamiento; la acumulación de los intereses, podría ubicarlos en una situación de insolvencia si el pago del pasivo se hiciera exigible en el corto plazo.


25

Del costo total autorizado en el PEF 2008 por 1.24 billones de pesos, sólo cuatro proyectos: Cantarell, PEG, KMZ y Burgos, absorbieron 68% del total, y los que presentaron los mayores costos respecto a los montos invertidos fueron: Och-Uech-Kax (110%), Puerto Ceiba (96%), Minatitlán (95%9) y KMZ (95%).

De acuerdo con las proyecciones del PEF 2009, el saldo del pasivo que vencería hasta el año 2032 ascendía a 2.4 billones de pesos, de los cuales hasta 2008 se habían erogado 384.1 miles de millones de pesos (228.5 miles de millones de capital y 155.3 miles de millones de intereses), es decir, sólo de capital estarían pendientes por cubrir 1.99 billones de pesos. El Informe trimestral de 2008 de la SHCP publicó la relación de vencimientos de los todos los proyectos PIDIREGAS de Pemex y la mayoría termina de pagar sus obligaciones entre 2020 y 2031. Con la cancelación del esquema PIDIREGA, se desconoce el tratamiento que la propia SHCP le haya dado a ese pasivo en coordinación con Pemex, la entidad deudora. Las obras a 2008 se habían entregado a Pemex casi en su totalidad y sólo quedaron pendientes, proyectos de Pemex Petroquímica y Refinación con valores comparativamente menores a los ya entregados. Por lo anterior, sería recomendable que la ASF revise qué parte de ese pasivo es deuda directa, cuánto correspondería a lo contratado por los vehículos financieros y cuánto se adeuda a los empresarios privados que tenían la concesión de las instalaciones de los PIDIREGAS. Reconocimiento presupuestal del pasivo PIDIREGA de Pemex. Al eliminarse el financiamiento del esquema PIDIREGA en octubre de 2008, se asume presupuestalmente como deuda directa de PEMEX y su registro contable se elimina de los Requerimientos Financieros del Sector Público (RFSP) no presupuestal. Nótese en la gráfica siguiente la disminución para 2009 en el concepto ―No Presupuestal‖ y el aumento en el ―Presupuestal‖, por 768 mil millones de pesos.10 En 2009, el pasivo PIDIREGA y la Reserva Laboral de PEMEX representaron 11.3% del PIB, mientras que la deuda total significó 37.7%.

10

Cuenta de la Hacienda Pública Federal de 2009, Análisis del Ejercicio del Presupuesto Programático Devengado de Petróleos Mexicanos y Requerimientos Financieros del Sector Público, IV Informe Trimestral de la SHCP, 2009.



26

REQUERIMIENTOS FINANCIEROS DEL SECTOR PÚBLICO

Porcentajes del PIB

13.8

16.2

9.2

16.1

19.5

28.5

0

5

10

15

20

25

30

2007 2008 2009

No presupuestal

Presupuestal

Pasivo PIDIREGAde Pemex,presupuestal a partir de 2009.

Fuente: Elaborada con información de la SHCP.

PIDIREGA

7.0

La eliminación del esquema financiero PIDIREGA implicó que el pasivo acumulado en este rubro por los vehículos financieros de Pemex, Master Trust y F/163, dejaran de registrarse en los RFSP no presupuestales. A partir de 2009, al asumirse como un pasivo directo de Pemex es considerado como deuda del organismo y su saldo se registra en el presupuesto y en la Cuenta Pública Federal. Afectará, asimismo, el déficit restringido del sector público presupuestario. Por su parte, los RFSP no presupuestario se reducen en esa misma proporción.

2.1.5 Problemas estructurales de Pemex

La industria petrolera mexicana enfrenta diversos retos, quizá uno de los de mayor relevancia lo sea la reconstitución, estabilización e incremento de las reservas de petróleo crudo y gas que deberá tener como basamento principal un programa de inversión de largo plazo para atender los activos maduros en declinación y para enfocarlo hacia nuevos proyectos de exploración en aguas someras y en aguas profundas. El agotamiento de las reservas de hidrocarburos podría ser el preámbulo de una nueva era de la industria del petróleo donde la extracción adicional estará enmarcada en un contexto de costos de producción mucho más altos que los actuales.

Dependencia de los ingresos petroleros La economía no está propiamente petrolizada, pero las finanzas gubernamentales han llegado a depender en cerca de 40% (2008) de los ingresos derivados del petróleo, mismos que se integran por ingresos de Pemex, impuestos (IEPS e IVA), derechos sobre hidrocarburos y aprovechamientos del gobierno federal.


27

30.3% 25% 24.5% 26.2% 25.9% 33.2% 35.6% 34% 29.8% 29.9% 33.1% 33.1% 31.9% 35.7% 38.4% 39.9% 40.7% 37.7% 39.9%32.5%

39.6% 37.5% 38.5% 44.6% 42.1% 36.5%35.4% 38%

43.8%45.4%

43.4% 41.9% 42.1%40%

38%38.1%

38.5% 39.9%39.2%

38.4%

30.1%37.5% 37% 29.2% 32%

30.3%29%

28%26.4%

24.7%

23.5% 25% 26%

24.3%23.6%

22%

20.8%22.4%

20.9%

29.1%

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

No Tributarios Tributarios Petroleros

1.391.58

2.82

2.18

1.421.58

1.451.33

1.591.51

1.66

2.071.87

1.811.76

1.55

2.962.74

2.59

2.32

INGRESOS PETROLEROS Y NO PETROLEROS DEL GOBIERNO FEDERALBillonesde pesos de 2009

Fuente: SHCP.

Una sola empresa, PEMEX, contribuye al erario con una proporción prácticamente equivalente a los pagos que realizan por impuestos todas las empresas y personas físicas del país. De alguna manera, los riesgos en ingresos tributarios están diversificados en un gran número de contribuyentes, aunque no dejan de tener un alto grado de concentración en pocos tributadores de altos ingresos; no obstante, el gobierno federal con Pemex enfrenta un elevado riesgo que se deriva de la alta dependencia de sus ingresos en un escenario de volatilidades continuas de los precios internacionales, caída de las reservas de hidrocarburos y menores volúmenes de producción y de ventas. De tal manera que como estrategia de mediano y largo plazo el Gobierno Federal podría concentrar sus esfuerzos en disminuir esa dependencia y buscar ingresos alternativos bajo una redefinición de la política tributaria y paralelamente capitalizar a PEMEX e implementar un robusto programa de financiamiento de la inversión.

Comercio exterior de hidrocarburos

En cuanto al desempeño del comercio exterior petrolero, debe destacarse el importante crecimiento de la balanza comercial que hacia 2006 llegó a reflejar en sus cuentas 27.4 miles de millones de dólares de superávit, cuatro veces más lo generado en 2001. A partir de 2007, se ha observado un descenso muy marcado, debido a que las importaciones de petrolíferos aumentaron más rápidamente que las exportaciones y en 2009 se registró una contracción del comercio exterior petrolero, con lo cual la balanza tuvo un superávit de 16.5 miles de millones de dólares. En 2001-2008, las exportaciones de petróleo crecieron a una tasa media anual en dólares de 21.1% que se explica por la elevada plataforma de exportaciones de



28

petróleo crudo, especialmente del tipo maya, la demanda creciente principalmente de EE.UU. y la tendencia ascendente de los precios internacionales. Un factor adicional, aunque de menor escala, lo constituyó el aumento de la exportación de petrolíferos que fue de 30.6% en el mismo lapso.

En ese periodo, las importaciones reportaron un incremento en dólares de 28.3%, especialmente las de petrolíferos con una tasa promedio de 29.1%. En 2009, Tanto las exportaciones (38.2%) como las importaciones (39.9%) de la industria presentaron descensos muy marcados.

17.6

8.39.2

11.312.6

14.9

18.4

15.817.4

13.4

9.0

4.5 4.05.0 5.7

7.49.0 9.0

11.6

8.7

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

COMERCIO EXTERIOR DE HIDROCARBUROSPorcentajes

exportaciones petróleo/ exportaciones totales

importaciones petróleo/importaciones totales

Fuente: UEC con información del Banco de México

Por su parte, la falta de reconversión y de inversiones en la industria petrolera mexicana propició que el país dependiera cada vez más de la importación de petrolíferos, gas natural y petroquímicos, principalmente gasolinas y naftas, y ello se reflejó en una mayor participación en las importaciones totales. En 2009, la plataforma de exportación de petróleo crudo se redujo a 1.225 millones de barriles diarios, cuando en 2004 había alcanzado 1.87 millones de barriles diarios; en cambio, las importaciones pasaron de 347.1 miles de barriles diarios en 2004 a 581.5 miles de barriles diarios en 2009.

Pasivos laborales El pasivo laboral de la empresa estatal en 2000-2009 reportó una TMAC de 9.8% real y de 12.4% en 2009 respecto al año anterior, lo que la sitúa en magnitudes casi equivalentes al saldo de la deuda PIDIREGA. Este pasivo está también ejerciendo una elevada presión sobre la disponibilidad de recursos que requiere la entidad para financiar su operación, ya que representó este último año 41.2% del pasivo total y su participación en el PIB aumentó de 3.2% en 2000 a 4.9% en 2009.


29

Lo anterior, es producto del aumento incesante de la plantilla de personal en etapa de jubilación, así como de los mayores gastos en incrementos salariales efectivos y la nivelación de las prestaciones equivalentes a las del personal activo, entre otras, el pago de gas y gasolina y la erogación en la canasta básica, que están ejerciendo un desbalance financiero en las cuentas del organismo.

248.4 246.2

357.0 370.1 388.2 447.5

540.0 582.8

512.8

576.2

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

PASIVO LABORAL DE PEMEXMiles de millones de pesos de 2009

3.2 3.2 4.4 3.8 3.7 4.1 4.5 4.7 4.1 4.9 40.5 39.9 40.0 35.7 33.4 35.1 39.0 41.3 40.9 41.2


% PIB% pasivo

Se ha señalado, que a partir de 2004 se están reportando jubilaciones masivas incluso para personal de primeros niveles que aun no tiene edad, ni antigüedad de jubilación, lo que está incrementado todavía más el saldo del pasivo.

Los derechos laborales contractuales rebasaron los cálculos actuariales que basan sus estimaciones en factores como la rentabilidad y la disponibilidad de recursos financieros de la empresa, superando los estándares de los beneficios de jubilación.

Los recursos presupuestales asignados al Fondo Laboral de Pensiones de Pemex (FOLAPE), que se constituyó en1997, resultan insuficientes para financiar el elevado costo laboral. Se requiere realizar una profunda revisión al contrato colectivo de los trabajadores de la entidad para reducir costos sin dejar de cubrir los derechos de los trabajadores pensionados.

El campo petrolero de Chicontepec

El activo Aceite Terciario del Golfo, mejor conocido como Chicontepec, abarca un área de 3,875 km2 y está ubicado en los estados de Veracruz y Puebla. PEMEX PEP ha señalado que concentra 39% de las reservas totales de hidrocarburos del país, es decir, alrededor de 17.7 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente.11

11

Ya con anterioridad Pemex había señalado que las reservas totales ascendían a 139 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente y buscó sin éxito que estas fueran certificadas por una compañía privada.



30

El objetivo de PEMEX es convertir al Proyecto Chicontepec en una cuenca que pueda producir entre 550 mil a 700 mil barriles diarios hacia el 2017.12 Pemex PEP señaló que este es el proyecto de mayor potencial para la obtención de hidrocarburos en el país, lo cual se incrementa gradualmente al desarrollarse sus reservas probables.13 Con el objeto de compensar la caída de la producción de otros campos petroleros importantes, PEMEX intenta intensificar el desarrollo de este proyecto por lo que se propuso alcanzar una meta de producción de 119 mil barriles diarios en 2009 y 226 mil barriles diarios para 2010. PEMEX, a mediados de 2008, había adelantado que el proyecto alcanzaría su máximo nivel de producción en 2017 con un volumen de producción de 808 mil barriles diarios de petróleo crudo y 970 millones de píes cúbicos diarios de gas natural. También había señalado que el proyecto dejaría ingresos por 2.2 billones de pesos entre 2009 y 2023 y pagaría impuestos y derechos al fisco por 565 mil millones de pesos durante 14 años. Los gastos de capital en Chicontepec ascienden a más de 4.5 mil millones de dólares y debido a los problemas de extracción, éste se ha constituido en un activo de baja rentabilidad y productividad cuyos beneficios se trasladan a las empresas transnacionales contratistas.

EMPRESAS TRANSNACIONALES CONTRATISTAS DE CHICONTEPEC

Empresa

País Contratos 2008-2009

Operaciones

Schlumberger Inc EUA USD 687 millones Perforación de 500 pozos

Weatherford International Ltd EUA USD 646 millones Perforación de 500 pozos

Halliburton Corp EUA USD 159 millones Perforación de 150 pozos

Baker Hughes Inc EUA Servicios tecnológicos

Ica Flour EUA USD 1,400 millones Perforación/infraestructura

Tecpetrol Italia-Arg Servicios tecnológicos

Para 2009, el Congreso aprobó recursos para inversión por 22.4 miles de millones de pesos para el proyecto y se ejercieron 22.9 miles de millones; adicionalmente se tiene contemplado ejercer en 2010 recursos por 26 mil millones de pesos. Sin embargo, la producción en 2009 sólo alcanzó 29 mil barriles de petróleo por día -0.9% de la producción nacional- y se espera que alcance 48 mil barriles por día para 2010, por lo que un nuevo escenario con menor producción podría generar 365 mil millones de ingresos –sólo 16.6% del proyecto original- y 95 mil millones de impuestos y derechos en el mismo periodo. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), estimó que existe una gran reserva de petróleo crudo y gas natural en el terreno de Chicontepec, pero la complejidad del subsuelo dificulta su extracción.14

12

Pemex, Proyecto Chicontepec. Febrero de 2009. 13

Pemex PEP, Viabilidad del Proyecto Chicontepec, Abril de 2010. 14

La CNH anunció que es poco probable que el proyecto empiece a generar flujos de efectivo antes de 2015, y que sin cambios en la forma que Pemex está invirtiendo en el proyecto, no recuperará su capital antes de 2030. Proyecto Aceite Terciario del Golfo. Primera revisión y recomendaciones. CNH, abril de 2010.


31

El escenario tuvo un cambio radical, toda vez que las reservas probadas que se registraron a diciembre de 2008, bajaron de 668 millones de barriles a 483 millones al cierre de 2009.15 Diversos sectores, entre ellos consejeros profesionales de Pemex, la CNH y la ASF, se han manifestado a favor de la detención y replanteamiento del proyecto en virtud de su alto costo, 13 y 17 dólares por barril en los últimos cinco años, elevado monto de inversiones y bajos niveles de producción. Por lo que se espera nuevas proyecciones para reservas, producción e inversión, más acotadas al potencial real del proyecto.

Declinación de la producción y de las reservas En 2009, la producción de petróleo crudo fue 23% menor que la producción máxima observada en 2004. En ese año, PEMEX alcanzó un volumen de producción de 3.4 millones de barriles diarios y al finalizar 2009 fue de sólo 2.6 millones de barriles diarios, lo que significó que la producción de crudo decreciera a una tasa media anual de 5.1% entre 2004-2009. Debe señalarse que la proporción de crudo pesado ha disminuido considerablemente, pasando del 73% del total en 2004 a 58.4% en 2009. Esta declinación se debe principalmente a la etapa de madurez alcanzada por el campo Cantarell cuya producción cayó de 2.1 millones de barriles diarios en 2004 a 684 mil barriles diarios en 2009, con su correspondiente caída en la participación de la producción total de crudo, que pasó de 63.2% en 2004, su máximo histórico, a 26.3 % en 2009.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009-2008

(%)

Total 2,906.0 3,012.0 3,127.0 3,177.1 3,307.9 3,382.9 3,333.3 3,255.6 3,075.7 2,791.6 2,601.5 -6.8

Ku-Maloob-Zaap 288.7 292.1 254.8 249.3 293.6 304.4 321.7 403.8 527.2 706.1 808.0 14.4

Cantarell 1,265.6 1,471.1 1,731.0 1,902.3 2,122.8 2,136.4 2,035.3 1,800.9 1,490.5 1,039.5 684.8 -34.1

Abkatún-Pol-Chuc 613.3 557.5 496.8 406.8 359.0 321.8 299.8 332.2 312.3 308.1 305.4 -0.9

Litoral Tabasco 70.2 64.2 57.3 45.4 38.6 66.4 96.5 142.9 193.6 192.2 212.3 10.5

Samaria-Luna 250.4 236.0 226.3 212.3 205.9 181.9 195.5 192.7 186.7 184.7 199.9 8.2

Bellota-Jujo 228.5 215.9 197.1 201.8 195.4 212.3 224.0 219.1 190.0 174.8 172.2 -1.5

Poza Rica-Altamira 78.9 75.5 77.0 73.4 72.1 79.5 81.6 83.0 85.1 55.7 59.1 6.1

Cinco Presidentes 39.4 37.3 30.7 34.3 37.3 37.7 38.8 39.3 44.6 47.3 56.6 19.5

Muspac 67.7 59.7 54.0 48.2 42.2 36.1 33.3 33.6 33.6 36.1 42.1 16.4

Aceite Terciario del Golfo * * * * * * * * * 29.3 29.5 0.7

Macuspana 1.1 0.7 0.7 1.6 2.5 4.9 5.0 6.6 10.4 15.7 27.1 72.3

Veracruz 2.1 1.9 1.6 1.5 1.5 1.7 1.9 1.5 1.8 2.1 4.6 126.6a/ Aparti r de 2004, la estructura adminis trativa de Pemex-Exploración y Producción cambia a activos integra les , por lo que las ci fras de años anteriores fueron a justadas .

Fuente: Elaborado por la UEC de la H. Cámara de Diputados con datos de PEMEX

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR ACTIVO INTEGRAL a

Miles de barriles diarios

15

La empresa Ryder Scott, certificadora internacional de reservas petroleras de Pemex, informó que la pérdida de presión de los pozos propicia que resulte más difícil y costoso extraer el crudo con las tecnologías disponibles.



32

El activo Ku-Maloob-Zaap que en 2004 producía 304 mil barriles diarios, con una participación en el total de 9%, se incrementó en 2009 a 808 mil barriles diarios y una contribución en el total de 31.1%; el Abkatún es el otro activo que tiene un desempeño favorable, no obstante, sus niveles de producción están disminuyendo. El resto de los activos tiene un crecimiento gradual y su contribución en el volumen total producido es menor. PEMEX está destinando mayor financiamiento para incrementar los niveles de inversión a fin de estabilizar los niveles de producción de los activos más grandes. Sobreestimación de las reservas de petróleo crudo. Del total de reservas probadas que originalmente de estimaron para los diez activos más importantes, 163.4 miles de millones de barriles, sólo es explotable a costos de extracción históricos –es decir 6 a7 dólares por barril, dpb– 29.5% del total. Datos de Pemex16, confirman que el restante 70.5% está constituido por reservas de difícil acceso a su extracción y una vez que se agote el remanente por 10.4 miles de millones de barriles, el costo de producción por barril podría incluso triplicarse. Cantarell es el activo con mayor tasa de extracción respecto de sus reservas probadas originales de 43.2%, que incluye la producción total acumulada más el remanente, no obstante, existen 21 mil millones de barriles cuyo costo se verá sensiblemente incrementado. En contraste, se encuentra el activo ATG (Chicontepec) cuyas reservas probadas originales ascendieron a 21.5 miles de millones de barriles, pero son explotables solamente 2.8% del total, de hecho, con elevados costos.

13.5

5.43

5.3 3.4 3 1.7 1.8

2.5

0.3 3.6 0.61.23 0.9

21.0

21.914.9

20.7 8.48.1

7

5.1

0.2 0.50.4 0.13 0.21 0.5

4.83.5

Cantarell Poza Rica KMZ ATG Abkatún Samaria

Luna

Bellota Jujo Muspac Cinco

Presidentes

Otros1

RESERVAS PROBADAS Y PRODUCCIÓN ACUMULADA 2009Miles de millones de barriles de petróleo crudo

Original

Difícil

Extracción

Remanente

Producción

Acumulada

Total

163.4

115.4

10.4

37.0

27.6

21.5 21.3

14.312.7

10.9

6.9 6.84.5

1 Litoral de Tabasco, Veracruz y Macuspana.

Fuente: UEC con información de Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010, Pemex.

El agotamiento de las reservas de fácil extracción o de bajo costo, significa que de no encontrarse nuevos yacimientos similares a Cantarell, la estructura de costos de Pemex PEP se modificará radicalmente y se requerirán montos de inversión en explotación y producción significativamente mayores a los actuales para extender el plazo de los

16

Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010, Pemex.


33

niveles de producción vigentes o incluso menores. En tal disyuntiva, PEMEX requiere fuentes alternativas de financiamiento para promover la inversión y dirigirla en una mayor proporción a investigación y desarrollo de nuevos activos con características similares a los que están en operación, esa sería la única manera de mantener una estructura de costos de extracción que no erosione radicalmente los márgenes operativos y la tasa de rendimiento de la inversión. Costo de producción por barril de petróleo crudo. El agotamiento de grandes activos donde no se requiere de tecnología muy sofisticada, como el de Cantarell, permitió operar a PEMEX PEP con costos de extracción muy competitivos a nivel internacional, 6.2 dpb en 2008. A partir del desarrollo de campos de difícil acceso, la estructura de costos de producción podría verse alterada radicalmente. Esta tendencia empieza a apreciarse en los datos actuales. De 2000 a 2008, los costos de producción de PEMEX aumentaron a una tasa promedio anual de 8.2%, al pasar de 3.3 a 6.2 dpb. Este aumento se explica por un incremento de los precios y el consumo de gas para bombeo neumático, mayores gastos de mantenimiento, el aumento de los precios de los equipos y servicios asociados a la producción y la madurez promedio de los campos petroleros.17 Se estima que el proyecto más ambicioso de PEMEX durante los próximos años, Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), tendrá costos de producción tres o cuatro veces superiores a los de Cantarell. En los últimos cinco años, los costos de este activo se ubicaron entre 13 y 17 dpb y es una de las tres zonas con mayores costos de producción, incluidas la del Activo Poza Rica-Altamira en donde el costo de la extracción es de 20 dpb, y Cinco Presidentes cuyo costo supera los 14 dpb. Los costos de producción en Aguas Profundas podrían resultar incluso superiores. En lo referente a las reservas de hidrocarburos, al finalizar 2009, PEMEX PEP presentó un nivel de reservas totales por 43 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cantidad menor en 22.3% a los 56 mil millones reportados en 2000. La tendencia muestra que las reservas continuarán descendiendo en el mediano plazo como lo confirma el descenso del activo Cantarell y el lento desarrollo de otros activos por lo que de no existir políticas y estrategias para intensificar las actividades de exploración y producción en otros posibles campos de producción, así como la investigación y desarrollo de proyectos en aguas profundas, se podría manifestar un riesgo de insuficiencia de hidrocarburos en el corto plazo.

17

Reporte de Pemex PEP, marzo de 2009.



34

La demanda interna de petróleo crudo podría quedar descubierta para la producción de gasolinas y gas natural, así como para comercializar el crudo en el mercado internacional.18 Por su parte, las reservas probadas presentaron una tasa de crecimiento promedio anual negativa de 8.7%, toda vez que desde 2000 no ha sido revertida la tendencia de caída en su cuantificación y pronóstico, de tal manera que respecto de ese año el resultado presentado fue inferior en 55.7%. En 2009, las reservas probadas sumaron 10.4 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente y en 2000 totalizaron 23.5 mil millones. En un comparativo internacional se puede observar que en sólo diez años, las reservas probadas de petróleo de PEMEX se deterioraron sensiblemente, al pasar de 21.5 miles de millones de barriles en 1999, a 11.7 miles de millones de barriles en 2009.19

1999

2009

Arabia SauditaVenezuelaIránIrakKuwaitEmiratos Á. UnidosFederación RusaLibiaKazakhstanNigeriaCanadáEstados UnidosQatarChinaAngolaBrasilAlgeriaMéxicoNoruega

2009264.6172.3137.6115101.597.874.244.339.837.233.228.426.817.813.512.912.211.77.1

1999262.876.893.1112.596.597.859.229.5252918.329.713.115.15.18.211.321.510.9

RESERVAS PROBADAS PETRÓLEO CRUDO: PRINCIPALES PAÍSESMiles de millones de barriles de petróleo crudo

Fuente: UEC con información de BP Statistical Review of World Energy, Junio de 2010. En contraste, destacan las reservas probadas de Venezuela que se incrementaron de 76.8 miles de millones de barriles en 1999 a 172.3 miles de millones de barriles,20 la

18

Programa de Producción y Petróleo, Gas Petrolíferos y Petroquímicos. Indicador de Producción de Petróleo Crudo y Gas. Revisión practicada por la Auditoría Superior de la Federación a PEMEX Exploración y Producción, relativa al Informe de la Revisión de la Cuenta Pública 2008. 19

Esta cifra de 11.7 miles de millones de barriles de reservas probadas difiere de la que se presenta PEMEX en su anuario estadístico 2009 por 10.4 miles de millones de barriles, en razón de la metodología que utiliza BP Statistical Review of World Energy para homologar las mediciones entre países.


35

Federación Rusa de 59.2 miles de millones a 74.2 miles de millones, Canadá que pasó de 18.3 a 33.2 miles de millones de barriles en el mismo periodo, Brasil que las aumentó de 8.2 a 12.9 miles de millones de barriles.

De la muestra de los 19 principales países productores en el mundo, México es el que observó el mayor declive en sus reservas probadas en esos diez años.

Importación y quema de gas

La producción de gas natural ha tenido un repunte importante en 2002-2009, cuando creció a una tasa media anual de 6.8%, sustancialmente mayor a la producción de petróleo crudo. No obstante el destacado crecimiento, PEMEX continúa enviando gas a la atmósfera y en los últimos años –a pesar de que en 2004 había logrado reducir su aumento a 3.9%, como proporción de la producción total– ha alcanzado las más altas proporciones con 1,347 millones de píes cúbicos diarios en 2008, 19.5% de total producido. Para 2009 se mantuvieron elevadas magnitudes al registrarse 1,044 millones de píes cúbicos diarios, 14.8% de total.

La SENER21 señala que la quema y el gas enviado a la atmósfera, se atribuye a problemas operativos y al mantenimiento de los equipos de compresión de plataformas, al contenido de nitrógeno en la producción, a libranzas realizadas y a contingencia ocasionada por explosiones en gasoductos de PGPB.

4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818

5,356

6,058

6,919 7,031

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

PRODUCCIÓN Y ENVÍO A LA ATMÓSFERA DE GAS NATURALMillones de pies cúbicos diarios

Producción

11.9% 11.6% 9.4%

7.2% 6.6%3.9%

4.1% 5.3%

9.2%

19.5%

14.8%

% producción enviada

Fuente: UEC con información del Anuario Estadístico de Pemex 2010.

Con relación al consumo de gas seco, en 2009 alcanzó 3.1 miles de millones de píes cúbicos diarios, una tasa media anual de 5.1% con relación a 1999. A pesar de los niveles de producción, PEMEX está recurriendo a la compra del insumo en el exterior

20

La OPEP en su Annual Statistical Bulletin de 2009, señala que las reservas probadas de Venezuela ascendieron en 2008 a 172.3 miles de millones de barriles de petróleo crudo y a 211.2 miles de millones en 2009. 21

SENER (2009), Perspectiva del Mercado de Gas Natural, 2008-2017.



36

para cubrir el faltante de la demanda doméstica. La importación de gas seco llegó a un máximo histórico en 2004 cuando la paraestatal tuvo que importar 766 millones de píes cúbicos diarios, 28% del consumo interno, y para 2009 aunque se redujo su volumen continua siendo importante ya que se adquirieron 422 millones de píes cúbicos, lo que significó 13.5% del total.

Pemex, el sector eléctrico y el sector industrial del país, en ese orden, son los principales consumidores de gas seco.

Refinación de petróleo La capacidad de refinación de Pemex no se ha modificado en los últimos veinte años; continúa procesando 1.5 millones de barriles de petróleo crudo por día, lo que equivale a 56.7% de los 2.6 millones de barriles diarios de producción de petróleo crudo en 2009. En consecuencia, en 1999-2009 el volumen de producción de petrolíferos sólo ha crecido 0.4 TMAC siendo la producción de diesel (2.2%) y las gasolinas (1.5%)) los productos con mayor crecimiento en ese periodo. A 2009, 84% de la producción se concentró en solo tres petrolíferos: Gasolinas, diesel y combustóleo. La baja capacidad de refinación y procesamiento de petróleo implica que Pemex tenga que exportar un volumen importante de su producción sin valor agregado. El estancamiento de la capacidad de refinación y del bajo volumen de producción de petrolíferos, es producto de la conjunción de varios factores, entre otros, el bajo mantenimiento de las seis refinerías existentes, un número elevado de paros no programados que es de los mayores en la industria y rezagos en la ejecución de los proyectos22. Lo anterior, sin considerar la necesidad de la industria de construir entre dos y tres refinerías con una capacidad promedio de 250 mil barriles de petróleo crudo por día, lo que implicaría aumentar la capacidad de procesamiento hasta 88% del volumen de producción vigente. El mantenimiento es un factor que debe ser atendido en todo el Sistema Nacional de Refinerías de PEMEX; actualmente las deficiencias en su ejecución están implicando que el número de paros sea mayor en 4.2 veces la referencia de la industria. Se requiere, asimismo, destinar mayores recursos financieros a la construcción de nuevas refinerías y atender los tiempos de construcción de la nueva refinería de Tula, programada para concluirse en 2015. Los actuales niveles de inversión en Pemex Refinación son muy bajos y muy bien podría diseñarse un plan para incrementar la infraestructura de refinación. El costo promedio por refinería es de 10-11 mil millones de dólares, ya que se requieren refinerías de alta conversión que aseguren una mayor producción de petrolíferos por barril de petróleo crudo procesado.

22

Diagnóstico Situación de Pemex. SENER, 2008.


37

Se ha señalado, que la refinería de Deer Park,23 donde participa PEMEX desde 1993, muestra brechas financieras -resultado de menores costos en insumos- que podrían servir como referencia para incrementar los márgenes de operación.24 Con datos a 2009, sólo Cadereyta (3.4 dólares por barril) era la que más se acercaba al rendimiento de Deer Park (3.26 dólares por barril), comparativamente con Minatitlán (-0.53 dólares por barril), Madero (-0.14 dólares por barril) y Tula (1.33 dólares por barril), que fueron de los más bajos.

2.33

9.03

8.23

4.39

-0.02

4.18

-1.13

0.27

1.61

3.26 3.4

-0.14-0.53

2.1 2.4

1.33

SNR Deer Park Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula

2008 2009

MÁRGENES VARIABLES DE REFINACIÓN, 2008-2009Dólares por barril

Fuente: UEC, con información del Informe Anual de Pemex, 2009.

2.33

9.03

8.23

4.39

-0.02

4.18

-1.13

0.27

1.61

3.26 3.4

-0.14-0.53

2.1 2.4

1.33

SNR Deer Park Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula

2008 2009

MÁRGENES VARIABLES DE REFINACIÓN, 2008-2009Dólares por barril

Fuente: UEC, con información del Informe Anual de Pemex, 2009.

Datos correspondientes a 2009, indican una caída abrupta de los márgenes variables de refinación a nivel internacional, debido a que las estrategias de algunos gobiernos están buscando depender menos del consumo de productos fósiles como el petróleo y están buscando otras alternativas. Así, por ejemplo, en 2005-2009 en Norteamérica disminuyeron los volúmenes de consumo de petróleo crudo a una TMAC de 1.8%, sólo EE.UU. lo hizo a una tasa de 2.1%, y Europa con una disminución promedio de 0.9%.25 Esta situación explica que haya una sobrecapacidad de refinación mundial que está llevando a un desplome de los márgenes de procesamiento de crudo que hace 10 y 15 años habían llegado a 15 dólares por barril de petróleo crudo y en 2009 se ubicaron en 3.8 dólares por barril, en EUA fueron de 8.5 dólares y en México de 1.6 dólares por barril.

23

Pemex y Shell tienen una sociedad de coparticipación en la Refinería Deer Park desde 1993. Pemex, a través de PMI Norteamérica, SA de CV es dueño de la mitad de los activos de la refinería. 24

El margen variable de refinación es una estimación del rendimiento de operación por barril de crudo procesado. La estimación del rendimiento de operación es el valor de las ventas menos el costo de materias primas, autoconsumos (combustóleo y gas natural utilizados para el funcionamiento de las refinerías) y servicios auxiliares (energía eléctrica, agua y catalizadores). El margen de operación, se deriva de la relación entre el rendimiento de operación y el valor de las ventas de las refinerías. 25

EUA continúa siendo el principal país consumidor de petróleo crudo con 22.7% del consumo mundial a 2009, después de alcanzar un máximo de 25.8% en 1999 y declinar a 24.9% en 2005. Y en gas natural aunque en menor proporción, hay una tendencia similar, 22% en 2009, 27.3% en 1999 y 22.5%.



38

1.1

24.817.5

3.1

12.8

-0.7 -1.3

-55.6

1.61.4

35.4

19.6

6.6 4.10.0 0.9

-59.4

8.5

Gas Licuado Gasolinas Diesel Querosinas Residuales Gasóleo de Vacío

Otros Crudo Margen variable

SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN

EUA

MÁRGENES VARIABLES COMPARATIVOS DE REFINACIÓN, 2009Dólares por barril

Fuente: UEC con datos del Informe Anual de Pemex, 2009.

La modernización de las capacidades de procesamiento de petróleo en las refinerías de Cadereyta y Madero permiten mantener la capacidad de refinación, no obstante, se requiere no postergar aun más la construcción de la refinería de Tula y avanzar en los proyectos de reconfiguración de las refinerías de Minatitlán, la de Tula en operación, Salina Cruz y Salamanca. Con la nueva refinería, con capacidad de 250 mbd y las reconfiguraciones, las importaciones de gasolinas podrían disminuir a 27% como proporción del consumo. Algunos analistas recomiendan que ante la coyuntura de sobrecapacidad de refinación EUA, Canadá y Europa analizan la posibilidad de eliminar 4.3 millones de barriles en los procesos de refinación entre 2010 y 2013, lo que implicaría que 56 refinerías de estas regiones podrían reducir sus ritmos de producción y probablemente hasta cerrar operaciones.26 En tal sentido, analistas también consideran viable la posibilidad de que México pueda recurrir a la adquisición de alguna de estas refinerías que están disponibles para su venta, como lo hizo con Deer Park en EUA. Las estimaciones de Pemex indican que la paraestatal podría estar produciendo 1.9 millones de barriles diarios de crudo en 2020, 700 mil menos que en 2009, lo que indicaría que con la nueva refinería de Tula casi se cubriría el total de las necesidades de refinación del país. No obstante, el incremento en la oferta de infraestructura de refinación propia es necesaria para México, debido a que el proceso de transformación requiere de plantas de alta conversión y de refinación de crudo pesado, con estándares compatibles con la instalación de ductos y trenes de procesos y sin los vicios ocultos que podrían tener las refinerías disponibles para su compra en el mercado internacional.

26

Estimaciones del Departamento de Energía de EUA indican que en 2009 los resultados operativos y financieros de las refinerías BP, Chevrón, Exxon Mobil, Shell, Valero, ENI y Total, entre otras, reflejan pérdidas millonarias por exceso de capacidad y bajos márgenes.


39

Las refinerías externas podrían tener un menor costo de adquisición, pero sus gastos de operación y mantenimiento podrían ser más altos en el largo plazo por probables problemas técnicos, de mantenimiento, administrativo-laborales y financieros no resueltos. Con la importación de gasolinas, México está financiando inversiones y empleos en el exterior que deberían generarse internamente. Se requiere que el país cuente con un SNR sólido que no ponga en riesgo la naturaleza de la propiedad y que responda a los estándares de conversión necesarios para atender una demanda creciente de hidrocarburos (gasolinas, diesel y turbosinas).

Evolución de la producción de petroquímicos La capacidad de producción de petroquímicos se mantuvo estancada en 1999-2009, al pasar de 11.7 millones de toneladas a 13.1 millones de toneladas, es decir, tuvo un cambio de tan solo 1.1% promedio anual y la elaboración de petroquímicos registró un descenso de 0.5%, al llegar en 2009 a 7.6 millones de toneladas. Al igual que en otros segmentos de la industria, en petroquímica los aumentos son marginales y con una tendencia a la baja en los niveles de producción.

El índice de elaboración de petroquímicos a capacidad de producción, descendió 10 puntos porcentuales en los últimos diez años, lo que refleja un mayor deterioro de la capacidad del proceso de producción. Así, hay un descenso en el volumen de producción de petroquímicos que en términos de valor es compensada por el incremento de los precios de los productos petroquímicos, de tal manera que las ventas internas en valor, se han mantenido con crecimientos importantes en términos reales.

Un deterioro mayor se observa en el volumen de ventas de petroquímicos, que descendió a una tasa media anual de 2.8%, al reportar 3.6 millones de toneladas en 1999 y 2.7 millones de toneladas en 2009. Los factores que explican la decadencia de la petroquímica están asociados a los bajos niveles de inversión y al desinterés en restituir las cadenas de valor con la industria privada del país. La cancelación de proyectos de inversión en varios de los complejos petroquímicos, donde se privilegió un proceso de privatización de plantas.

Contratos de servicios incentivados

Los contratos incentivados es un nuevo modelo de contratación de servicios de PEMEX que se encuentra en revisión en el Consejo de Administración de la paraestatal; se pretende utilizarlo en un 95% de las nuevas contrataciones y pretende generar ahorros y mitigar riesgos financieros.

Las dos zonas donde podría aplicarse este nuevo modelo son en Aguas Profundas del Golfo de México, donde se estima que existen yacimientos por 30 mil millones de barriles de petróleo crudo y las Cuencas del Sureste, donde hay aproximadamente 23



40

mil millones de barriles. Los contratos pretenden maximizar el valor económico de los proyectos mediante la utilización de tecnología para extraer el petróleo crudo. El modelo se aplicará a la contratación de bienes y servicios, el desarrollo de tecnologías y habilidades personales y consistirá en el otorgamiento de incentivos en proyectos donde se obtengan mejores resultados de los programados. Particularmente será utilizado en campos maduros como Chicontepec y Aguas profundas. Un problema que se ha detectado es que estos servicios se pagarán en función del ingreso que genere la venta de petróleo, gas y otros hidrocarburos. Asimismo, el modelo promueve la opacidad de los contratos, la solución de las controversias en las cortes internacionales, se fomentaría la adjudicación directa de los proyectos y no se establecen límites a la participación de empresas transnacionales. Los contratos incentivados no son más que los anteriormente conocidos como contratos de riesgo que operaron durante los años 60´s y que consisten en asumir riesgos y ganancias conjuntos entre PEMEX y la empresa contratista. Las empresas transnacionales extranjeras especializadas podrían participar en proyectos de extracción y exploración de PEMEX y recibir una ganancia proporcional a los beneficios que generen los proyectos. Un claro ejemplo de estos contratos lo constituyen los campos del activo Chicontepec, donde empresas transnacionales de extracción como Halliburton están cobrando regalías aun sin producir petróleo en los volúmenes presupuestados por PEMEX. En febrero de 2010, se realizaron modificaciones a la normatividad en materia de contratos incentivados, particularmente en las Disposiciones Administrativas de Contratación (DAS) del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos,27 donde se establece desaparecer el control compartido con particulares de los proyectos y la distribución de la renta petrolera.

Importación de gasolinas y política de precios Como resultado de la falta de infraestructura de refinación y de financiamiento requerido para atender los programas de reconfiguración de las seis refinerías que operan en el país, la importación de petrolíferos creció entre 1999 y 2008 a una TMA de 27.2% en dólares y 6.1% en barriles de petróleo crudo equivalente. Sobresale por encima de todos los petrolíferos el aumento promedio de las compras de gasolinas al exterior, que fue de 34.7% en valor en ese mismo periodo, y 14.2% en barriles de petróleo crudo

27

En febrero de 2010 se realizaron modificaciones al Reglamento de Ley de Petróleos Mexicanos, relativas a las DAS con el objeto de evitar que las empresas contratistas recibieran beneficios abiertos por su participación en proyectos de exploración y explotación en activos petroleros que se tradujeran en violaciones al marco constitucional en la materia. Se modificaron principalmente los términos relativos a realizar conjuntamente con particulares el control estratégico de los proyectos y a posibilitar que los proyectos de riesgo asignen a los contratistas parte de la renta petrolera. Será necesario revisar los nuevos contratos y sobre la práctica evaluar la permanencia e impacto de los incentivos que promovían originalmente.


41

equivalente. En 2008-2009, la menor demanda de energéticos y el descenso de los precios de las gasolinas, promueven una caída de 36.2% en el valor de las ventas.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Importaciones (MD)

Petrolíferos 2,512 4,233 3,656 2,495 2,423 3,792 7,859 10,029 15,797 21,893 13,310

Gas Licuado 392 606 601 472 574 648 707 814 1,095 1,118 771

Gasolinas 1,003 1,346 1,931 1,192 1,033 2,136 5,205 6,624 10,917 14,611 9,323

% del consumo interno 20.9 16.9 25.1 16.5 11.2 16.6 30.7 32.5 48.2 61.1 48.7

Diesel 246 388 488 205 61 60 601 1,263 1,961 3,379 1,381

Combustóleo 579 1,132 716 156 199 226 415 285 385 1,158 943

Importaciones (mbpc)

Petrolíferos 325.3 363.2 335.3 243.6 199.9 234.2 333.7 368.9 494.6 552.5 519.3

Gas Licuado 312 330 325 332 327 328 313 305 300 291 281

Gasolinas 104.8 90.6 139.3 95.6 69.1 112.5 190.4 214.2 315.3 345.6 335.1

% del consumo interno 20.5 17.1 25.3 16.9 11.5 17.7 28.4 29.8 41.5 43.6 42.3

Diesel 275 285 276 271 295 303 320 345 358 382 359

Combustóleo 471 492 475 406 355 332 341 264 257 220 209

Fuente: UEC con información de los Anuarios Estadísticos de Pemex.

IMPORTACIÓN Y CONSUMO DE PETROLÍFEROS

La producción de gasolinas prácticamente está estancada en las refinerías de Minatitlán, Salina Cruz, Salamanca y Tula, debido a que este grupo de refinerías requieren procesos de reconfiguración y de conversión de residuales, modernización, mantenimiento y nuevos trenes de refinación que se estiman en 514 mil millones de pesos en proyectos a desarrollar entre 2009 y 2017.28 Las reconfiguraciones de Minatitlán (2010) y Salamanca (2014), aunado a la capacidad adicional (300bpcd) de la Nueva refinería de Tula (2016), podrían abatir según estimaciones de Pemex Refinación el volumen de importaciones de gasolinas y pasar de 42.3% del consumo interno en 2009 a 27% en 2016. Es decir, Pemex adelanta que en los próximos años se van a mantener elevadas las importaciones de gasolinas y que los proyectos y sus recursos son insuficientes para abatirlas totalmente. Más aun, si los proyectos se postergan o no se alcanzan las importaciones podrían representar en los siguientes años cerca de 50% del consumo doméstico del petrolífero. El costo financiero de las importaciones de petrolíferos está afectando la rentabilidad operativa del organismo, particularmente a partir de 2004 cuando representó 5.4% de las ventas totales y progresivamente fue aumentando hasta alcanzar 15.2% en 2007, 18.4% en 2008 y 16.5% en 2009. Durante esos últimos seis años se acumuló un gasto financiero de 834 mil millones de pesos, por compra de petrolíferos al exterior, similar al saldo del pasivo PIDIREGA y muy superior al pasivo laboral, equivalente a 83% de la inversión física total acumulada de Pemex en 2004-2009, recursos con los que se podrían construir 6 refinerías como la que está en proceso en el estado de Hidalgo.

28

Prospectiva de Petrolíferos, 2008-2017. SENER



42

El costo de la importación de gasolinas también ha sido considerable, en 2004-2009 ascendió a 561 mil millones de pesos, 67% del total de petrolíferos importados, y su incremento se refleja en una mayor proporción en el valor del consumo interno: 16.6% en 2004, 61.1% en 2008 y 48.7% en 2009.

9.6 12.7 18.0 11.5 11.1

24.1

56.7

72.2

119.3

162.7

125.9

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

IMPORTACIÓN DE GASOLINASMiles de millones de pesos


Pemex Refinación29 enfrenta retos importantes de corto, mediano y largo plazos en cuanto a la construcción de infraestructura, los cuales deben ser atendidos a la brevedad para garantizar la sustentabilidad de la empresa y el suministro de combustibles líquidos para el país.

Ya en el Informe de Revisión de la Cuenta Pública 2007,30 la Auditoría Superior de la Federación dio cuenta que la empresa PMI Trading Limited, filial de PEMEX, realiza la intermediación de las importaciones de gasolinas que adquiere PEMEX Refinación para su venta en el mercado nacional.

La ASF, comprobó que la filial es una empresa privada constituida en Irlanda en 1991 bajo el régimen de sociedad limitada, razón por la que PEMEX no la considera una empresa paraestatal. Es una empresa instrumental, unimembre, sin empleados que comercializa en el mercado internacional productos petrolíferos, cuyo accionista mayoritario es PEMEX.

A través de esta empresa se ha promovido la adquisición de gasolinas en el exterior, Pemex en 2009, tuvo que recurrir a 16 países para adquirir un promedio de 335 mil barriles diarios donde destacan EE.UU. con 59.4%, Holanda 15.4%, España 5.1% y Arabia Saudita 3.7%. Dado el perfil legal de la empresa, la ASF determinó que PMI Trading no se apegó al régimen de rendición de la Cuenta Pública Federal y se maneja bajo un régimen de derecho privado.

29

Estudio de viabilidad para construir una nueva refinería en México. Pemex, julio de 2008. 30

ASF (2008). Importación de Gasolina. Informe del Resultado de la Revisión y Fiscalización de la Cuenta Pública 2007.


43

Los precios de las gasolinas negociados por Pemex refinación en esos mercados le han sido desfavorables en virtud que comparativamente con los precios internacionales de la mezcla mexicana de exportación, significan un elevado margen para las empresas que le venden la gasolina a la paraestatal. Entre 2005 y 2008, esos márgenes rebasaron 30 dpb el precio de la mezcla de exportación, es decir, cada barril de gasolina importado le costó a Pemex en promedio 92.9 dólares y cada barril de petróleo crudo vendido a las refinerías procesadoras internacionales de esos países, lo colocó en promedio a 60.4 dólares. La caída de los precios internacionales y una menor demanda de petrolíferos en 2009, implicó que Pemex pagara un menor margen.

10.0

14.8

19.2

12.5

16.9

21.4

32.7 32.1 33.531.1

18.5

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

DIFERENCIAL DE PRECIOS: GASOLINA IMPORTADA Y MEZCLA DE EXPORTACIÓNDólares por barril

GasolinaMME

25.6 39.6 37.8 34.1 41.7 52.4 75.5 85.2 95.1 115.5 75.915.6 24.8 18.6 21.5 24.8 31.1 42.7 53.0 61.6 84.4 57.4


Se ha señalado que la refinería subsidiaria de Pemex en Texas, Deer Park, maquila para la paraestatal diversos productos petrolíferos y que comercializa la gasolina con márgenes mayores a los antes señalados. En 2007, para procesar gasolina ultra baja en azufre (UBA), un tipo de gasolina Premium, la refinería pagó a Pemex 20 dpb por cada barril de petróleo crudo adquirido y la gasolina se la vendió a precio de mercado internacional, 74 dpb. Tomando como referencia ese año, el precio del combustible en puerta de la refinería en México era de 5.08 pesos por litro, 3.07 pesos más barata que la que se vende en el país.

2.1.6 Riesgos legales en el esquema financiero de Pemex

En general, Pemex reporta diversos riesgos financieros y operativos que se reflejan en un deterioro de sus resultados. Un aspecto, sin duda, relevante lo es también la parte jurídica y regulatoria de operaciones e instrumentos financieros. Particularmente deben destacarse, por su relevancia, el régimen legal de los vehículos financieros y empresas filiales donde la empresa tiene participación accionaria mayoritaria que triangulan operaciones en mercados off-shore, cuyas operaciones están fuera de balance y no



44

están regidos por la legislación del país; el régimen fiscal de Pemex, que se fundamenta en la Ley de Derechos, en materia de hidrocarburos, requiere ser revisado principalmente en sus implicaciones sobre la disponibilidad de recursos financieros para apuntalar sus programas estratégicos, la descapitalización de la empresa y los altos niveles de endeudamiento.

Vehículos financieros fuera de presupuesto Los vehículos financieros de PEMEX realizan sus transacciones financieras extraterritorialmente y no se sujetan a la normatividad y regulación correspondiente, presupuestal y financiera existente en el país. En el ejercicio fiscal 2008, PEMEX omitió rendir cuentas a la Federación sobre la situación financiera de las transacciones realizadas por instrumentos financieros de este tipo, que cuentan entre sus activos con capital del organismo y que realizan operaciones en paraísos fiscales, donde la regulación financiera es laxa y donde coexisten regímenes tributarios de excepción. El Master Trust y el Fideicomiso F/163, son los dos vehículos financieros de PEMEX más importantes en la obtención de recursos para financiar la operación de la empresa y para complementar el financiamiento de los PIDIREGAS, que operó desde 1997 hasta 2008, y que resultó insuficiente para cubrirse con recursos propios. Debido al oneroso régimen fiscal, los flujos netos obtenidos de la operación de los PIDIREGAS fueron negativos, por ello, PEMEX recurrió a través de la colocación de diversos instrumentos de deuda a diversos intermediarios del país y del exterior.

Pemex CorporativoTMF Corporate Services

Nacionalidad: Luxemburgo

ING, SA de CVCasa de Bolsa

Bancomer, SA de CV

Nacionalidad Mexicana

BNP PrivateBank & Trust

Cayman Limited

Nacionalidad Islas

Caimán

Pemex ProjetFunding Master

Trust Nacionalidad

EUA

Pemex CapitalNacionalidad

EUA

Rep Con LuxNacionalidad

Luxemburgo

Fideicomiso F/163Nacionalidad

Mexicana

Pemex Finance, LtdNacionalidad Islas

caimán

Emite títulos de deuda en moneda

extranjera.

Fuera de

presupuesto hasta

2008. Triangula

operaciones en

paraísos fiscales

Mecanismo de emisión y pagos.

Emite papel

comercial.

Venta y

amortización de bonos.

Monetización de las acciones de Repsol

YPF.

Emisión de un bono

convertible en

acciones. Emisión de deuda

en moneda

extranjera.

Emisión y colocación de certif icados

bursátiles.

Contrata créditos con

la banca mexicana.

Financia proyectos PIDIREGAS.

Emisión de deuda. Compra de cuentas

por cobrar de la venta

de petróleo.

Financiamiento de

proyectos PIDIREGAS

Otros tres fideicomisos como el PEMEX Finance Ltd., el Repcon Lux, S.A. y Pemex Capital, son instrumentos financieros de la empresa que conforman el esquema total de los vehículos financieros, están facultados para realizar diversas operaciones tales como emitir deuda con garantía en el patrimonio de la entidad pública descentralizada,


45

emitir bonos y pagos de deuda, intercambiar compromisos de deuda por acciones (swaps) y compra de cuentas por cobrar. Dada la escasa claridad sobre el régimen jurídico de estos vehículos, no son considerados filiales, subsidiarias o empresas paraestatales. PEMEX no reportó sus balances en los informes de cuenta pública, la cual se prepara y presenta conforme a las Normas Gubernamentales. En los estados financieros consolidados de PEMEX, la paraestatal elabora su información con base en las Normas de Información Financiera, antes PBCGA, en los que consolida a los vehículos en el rubro de deuda de largo plazo y, no así bajo los principios de la contabilidad gubernamental (PBCG), debido a que los vehículos no son entidades que estén bajo control presupuestal, de acuerdo con lo expuesto por PEMEX sobre la naturaleza de estos intermediarios. No obstante, para informar a la Securities and Exchange Commission (SEC), de EE.UU., sí se consideró como deuda todo el pasivo de estos instrumentos financieros y no se reportó para propósitos de cuenta pública y presupuesto de egresos. En el gasto programable de los ejercicios fiscales correspondientes se registraron parcialmente los pasivos.

Régimen fiscal sobre hidrocarburos La SHCP desarrolló una compleja estructura de impuestos, derechos y aprovechamientos, de diferente naturaleza, porcentajes y destinos de aplicación que están vigentes hasta 2009 en la normatividad existente. El régimen establecido ha tenido depuraciones en las que se han derogado algunos impuestos y derechos, incluso el ARE que estuvo vigente hasta 2006. Se ha buscado, asimismo, crear nuevos derechos cuyos recursos se destinen a crear fondos para la investigación científica y tecnológica dentro de las funciones del IMP, la estabilización de los ingresos petroleros y para apoyar la función de fiscalización de la industria petrolera. El impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) dejó de aplicarse a partir de 2006 como gasto de PEMEX, debido a que los diferenciales con relación a los precios internacionales de las gasolinas implicaron impuestos negativos, es decir, constituyen un ingreso por lo que se registra ahora en el rubro de otros ingresos netos.

El Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOH), es el más relevante de todos debido a que en 2009 representó 82.5% de la carga fiscal total y se destina a financiar los ingresos del Gobierno Federal. Con objeto de disminuir el gasto que para el organismo significa este derecho, en 2006 el régimen fiscal sufrió modificaciones con disminuciones propuestas en los porcentajes aplicables del DOH, de 79% en 2007 a 73.5% en 2009 y 73% en 2012, no obstante, el impacto en el costo fiscal ha sido menor y no ha provocado el beneficio pretendido por la entidad que busca disponer de mayores recursos para incrementar proyectos de inversión básicos y estratégicos.



46

La revisión del costo fiscal, únicamente de ese derecho, ha generado una situación contraria de lo pretendido, ya que el DOH como proporción de la rentabilidad operativa se incrementó de 80% en 2006 a 95% en 2007 y 117% en 2008; aun en 2009, con una sensible disminución de la renta operativa el derecho representó 105%.

Miles de millones de pesos 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Impuestos, derechos y aprovechamientos 490.1 580.6 582.9 677.3 771.7 546.2

Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 344.9 515.1 486.2 559.4 667 450.7

Otros Derechos 52.8 0 61.9 78.2 94.2 87.2

Impuestos y Aprovechamientos 92.4 89.1 34.8 39.7 10.5 8.3

Estructura porcentual


Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 70.4 88.7 83.4 82.6 86.4 82.5

Otros Derechos 10.8 0.0 10.6 11.5 12.2 16.0


Miles de millones de pesos de 2009


Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 424.5 613.6 556.6 617.2 690.8 450.7

Otros Derechos 65.0 0.0 70.9 86.3 97.6 87.2


Fuente: UEC con información de estados financieros de Pemex.

CARGA FISCAL DE PEMEX

73%103%

80%95%

117% 105%

11%

0%

10%13%

16%20%

20%

18%

6%

7%

2%2%

2004 2005 2006 2007 2008 2009

Impuestos y Aprovechamientos Otros Derechos Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos

CARGA FISCAL COMO PROPORCIÓN DEL RENDIMIENTO OPERATIVO

104%

116%

96%

115%

135% 128%

En la Ley Federal de Derechos (LFD) en materia de hidrocarburos,31 aprobada en noviembre de 2008, se incorporaron modificaciones al régimen fiscal de Pemex, creando nuevos derechos que no fueron incluidos en la Ley de Ingresos de la Federación de 2009, pero que la Cuenta Pública de este año32 sí reportó recaudación.

En el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, los cambios a la LFD pretenden reconocer los mayores costos de diversas tecnologías que se están empleando para su exploración y explotación. Las modificaciones al régimen fiscal contemplan que ante un escenario de menor producción y de precios internacionales de petróleo, se requería perfeccionar el régimen fiscal de Pemex. En la sección correspondiente, se mencionaron los altos costos en los que está incurriendo el proyecto Chicontepec, el elevado monto de sus inversiones y los bajos volúmenes de producción de petróleo crudo y gas natural. De tal manera que aun con un régimen de deducciones más agresivo, la rentabilidad generada no será suficiente para recuperar rápidamente la inversión. Ibarra D. (2008),33 señaló que la absorción masiva de las rentas petroleras por la vía de derechos y de impuestos ha dejado a la empresa en la imposibilidad de gastar apropiadamente en la localización y el desarrollo de campos petroleros, en la reconstitución de reservas, en emprender la construcción de nuevas refinerías y en impulsar la petroquímica.

31

Diario Oficial de la Federación. Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos mexicanos. Noviembre 13 de 2008. 32

La Cuenta Pública de 2009 reportó ingresos por la recaudación del DSEH por 2.7 miles de millones de pesos y 7.7 miles de millones por el DESH para campos en el Paleocanal de Chicontepec. SHCP 33

David Ibarra, El desmantelamiento de Pemex. ECONOMÍAunam vol. 5 núm. 13, 2008.


47

La creación de derechos adicionales afectará en la misma proporción la disponibilidad de financiamiento para atender el rezago de las inversiones en infraestructura productiva y de exploración de la industria y proveerá escasos recursos adicionales al gobierno federal para compensar el déficit fiscal. En su plan de fiscalización superior, la ASF podría incorporar a sus programas de auditoría, la revisión y probable propuesta de reducción del principal derecho, el DOH, de 25 a 30 puntos porcentuales en función de la propia valoración de los requerimientos de inversión de la paraestatal. Este ajuste en el derecho significaría recursos adicionales por más de 200 mil millones de pesos para Pemex34 y habría margen para diseñar nuevos derechos, cuyo destino iría dirigido a crear fondos preventivos para pensionados y jubilados, seguridad médica, seguro de desempleo, como ya lo hacen otros países petroleros. La SHCP, tendría que comprometerse a revisar su política tributaria y buscar consensuar al menos en una proporción equivalente los gastos fiscales.

2.1.7 Evaluación de la inversión de Pemex

Con base en el análisis de la información sobre la inversión presupuestaria, se puede observar que ésta fue desplazada por la inversión privada, la cual en 1997 representó 19.1% de la inversión total y para 2008 ascendió al 65%; en contraparte, la inversión presupuestaria pasó de 81% en 1997 a 35% en 2008. Esto quiere decir que, en 2008, por cada peso invertido por PEMEX, 65 centavos los financia el sector privado y 35 centavos el sector público.

30.6 24.7 28.7 27.4 22.7 19.1 12.4 21.6 20.7 17.4 23.5

251.5 263

19.7 27.643.1 35.6 57.7

94.4 110.3 105.6130.6 152.2

177.8

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010e

PIDIREGA

No PIDIREGA

e/ Estimación.Fuente: PEMEX

INVERSIÓN HISTÓRICA Y PROGRAMADA DE PEMEX

Miles de millones de pesos

50.5

251.5

201.2

151.2

122.7

80.463.171.8

263

169.6

127.2113.5

52.3

34

Los recursos del Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura de Petróleos Mexicanos (FEIIP), son insuficientes para atender sus programas de inversión, los saldos reportados por Pemex mostraron a diciembre de 2008, 31 mil millones de pesos y 29 mil millones a diciembre de 2009.



48

En la evolución de la inversión de capital, es de notar el declive de la participación de la inversión directa programada, que pasó de representar 61% en 1998 a sólo 11.7% en 2008; en contraste, fue creciendo la relevancia de la inversión PIDIREGAS, que para este último año representó 88.3% en el total de la inversión. Al eliminarse el financiamiento no presupuestal del esquema PIDIREGA, este concepto es substituido por Pemex bajo la denominación de activos y campos de explotación a partir de 2009. Prácticamente la totalidad de la inversión de los proyectos se concentró en PEMEX PEP con 90.9% del total; 66.5% de la inversión total fue absorbida por siete proyectos de un total de 37 que originalmente fueron reconocidos como PIDIREGAS: Cantarell, Programa estratégico de Gas, Aceite Terciario del Golfo, Burgos, KMZ, Complejo Antonio J. Bermúdez y Delta de Grijalva. Con excepción de Burgos (2027), todos estos proyectos tienen un avance cuya conclusión se estableció entre 2010 y 2015. Con la desaparición del esquema, se elimina el financiamiento privado de la inversión y se cancelan los proyectos concesionados a los empresarios privados, principalmente dueños de transnacionales. El nuevo modelo de inversión, con recursos totalmente presupuestales, deberá dirigirse hacia una visión estratégica-integral de todas las áreas de negocio de Pemex, sin descuidar ninguno de los procesos primarios, de transformación y de integración de las cadenas de valor-producción de crudo y gas, refinación y producción de petrolíferos. Los proyectos además de fortalecer la infraestructura de refinación, rezagada por más de 20 años mediante mayores asignaciones para mantenimiento, reconfiguración del sistema de ductos, de plantas y de transporte, buscará dirigirse hacia la reconstitución e incremento de las reservas de petróleo crudo y gas natural y de esta manera recuperar los volúmenes de producción perdidos en los últimos cinco años. Las mayores inversiones destinadas a los activos maduros como Cantarell, KMZ, Burgos, A.J. Bermúdez, entre otros, buscarán estabilizar los volúmenes de producción. Las reservas originales en gran parte de los activos no se están explotando totalmente por lo que es necesario continuar presupuestando recursos para extender el plazo originalmente fijado para su agotamiento.


49

2.2 Suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos En materia del sector eléctrico nacional, existen diversos temas y problemas que configuran una situación de presiones latentes, en las que el sector público y, particularmente, la fiscalización superior pueden ayudar a atenuar y, en determinadas circunstancias, a resolver o incluso prever. Las mayores variaciones en los niveles de consumo de energía eléctrica a nivel mundial tienen lugar en países como China, India, Brasil, que están experimentando elevados crecimientos en sus economías y han destinado un mayor consumo de energía al desarrollo de la industria intensiva en consumo de electricidad. En contraste, países como EE.UU. y Canadá, Europa Occidental y otros de Asia y Oceanía, han registrado un crecimiento económico más moderado y por ello su consumo de electricidad ha aumentado a menores tasas.

2.2.1 Declinación del mercado del servicio público de electricidad

Entre 1999 y 20008, el consumo nacional de energía eléctrica creció a una tasa promedio anual del 3.2%, las ventas internas lo hicieron en 2.7% promedio anual, en tanto que el autoabastecimiento lo hizo en 9.1% en promedio cada año; no obstante, la declinación de la actividad productiva en 2009 provocó una caída que se estima en 1.6% en el consumo nacional. La SENER35 determinó que existe una correlación entre el comportamiento de la economía y el consumo interno de energía eléctrica que propició que en 2009 las ventas internas cayeran 1.3% y el autoabastecimiento 4.1%.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Consumo nacional 155.9 166.4 169.3 172.6 177.0 184.0 191.3 197.4 203.6 207.9 204.5 2.8

Variación % 6.5 6.7 1.7 1.9 2.6 3.9 4.0 3.2 3.1 2.1 -1.6

Ventas internas 145.0 155.3 157.2 160.2 160.4 163.5 169.8 175.4 180.5 183.9 181.5 2.3

Variación % 5.7 7.1 1.2 1.9 0.1 1.9 3.8 3.3 2.9 1.9 -1.3

Autoabastecimiento 10.9 11.0 12.1 12.4 16.6 20.5 21.6 22.1 23.2 23.9 23.0 7.8

Variación % 19.7 1.5 9.4 2.5 34.3 23.2 5.5 2.2 5.0 3.4 -4.1

Fuente: UEC con información de CFE y Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009-2024, SENER.

CONSUMO NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA, 1999-2009Miles de GWh

tmca %

99-09

En 1999-2009, las ventas internas por sector económico se concentraron en la empresa mediana (36.1%), el consumo doméstico (24.9%) y la gran industria (22.8%) y en menor proporción en el agrícola, servicios y comercial. La crisis de 2009, propició una desaceleración en el consumo de electricidad principalmente de las grandes industrias, con una TMAC de -0.8% en el periodo, y aunque la empresa mediana también redujo su consumo en 2009, la TMAC del periodo fue positiva en 3.2%. El consumo doméstico es el segmento que más se ha expandido, ya que su contribución respecto del total es mayor a la de 1999 y su TMAC de 3.8% es la más elevada de todos los sectores.

35

Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009-2024, SENER.



50

Generación nacional de energía eléctrica

La generación de energía eléctrica nacional en 2009, ascendió a 262.9 miles de GWh, equivalente a 1.9% menos que en 2008. La desaceleración económica de 2009 propició que, en el año, prácticamente todos los generadores de electricidad disminuyeran sus volúmenes de producción acentuándose la caída en los permisionarios para usos propios, autoabastecimiento y cogeneración, incluida también la generación de electricidad para exportación. Los productores independientes (PIE), reportaron un menor incremento que en años anteriores, pero continuaron siendo el segmento más dinámico.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total 204.3 209.6 214.4 223.9 234.0 246.3 254.9 261.8 267.7 262.9 2.8

Sector Público1191.4 192.5 178.5 170.9 161.2 171.6 164.1 159.9 159.9 157.0 -2.2

Permisionarios 12.9 17.1 35.9 53.0 72.8 74.7 90.8 101.8 107.8 105.9 26.4

PIE 1.3 4.6 21.9 31.6 45.9 45.6 59.4 71.0 74.2 76.5 57.3

Usos propios 1.7 1.4 1.5 1.5 1.5 1.4 1.2 1.0 1.0 0.8 -8.2

Autoabastecimiento 6.4 6.3 8.0 10.6 13.9 14.4 15.4 12.1 12.8 11.4 6.6

Cogeneración 3.4 4.8 4.6 6.7 7.2 7.3 7.8 11.5 12.4 11.1 13.9

Exportación 0.0 0.0 0.0 2.5 4.4 6.1 6.9 6.2 7.4 6.1 -

1 CFE y LFC.

Nota: La generación de electricidad de los permisionarios y su composición en 2009 es estimación propia.

Fuente: UEC con información de CFE y Prospectiva del Sector Eléctrico 2009-20024, SENER.

GENERACIÓN BUTA DE ENERGÍA ELÉCTRICAMiles de GWh

TMCA %

2000-2009

La generación del servicio público, que incluye CFE y LFC,36 cuya contribución en el total generado a 2009 fue de 59.7%, descendió en el año 1.8% producto no sólo de la depresión y menor demanda de energía eléctrica, sino también de su tendencia a la baja, acentuada entre 2000 y 2009 con una TMAC de -2.2%. En los últimos años, la dependencia del servicio público respecto de los permisionarios ha tendido a incrementarse. La generación de energía eléctrica de los permisionarios privados aumentó a una TMAC de 26.4%, destacando el crecimiento y volumen generado de los PIE´s, el autoabastecimiento y la cogeneración: su contribución en el volumen generado pasó de 4.3% en 2000 a 40.3% en 2009. Aunque la CFE cuenta con 65% de la capacidad de generación de electricidad, ésta se ocupa parcialmente debido a que se privilegia la generación potencial de los permisionarios.

36

La SENER en sus prospectivas del sector eléctrico, incluye la generación de electricidad de los productores independientes de energía (PIE) como parte del servicio público, lo que en principio indicaría que existe un importante incremento en la generación de energía eléctrica por parte del mismo servicio público.


51

191.4192.5

178.5170.9 161.2 171.6 164.1 159.9 159.9

157.0

12.917.1

35.9

53.0 72.874.7

90.8101.8 107.8

105.9

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICAMiles de GWh

Fuente: UEC con información de la Prospectiva del Sector Eléctrico 2009-2024, SENER.

SERVICIO PÚBLICO

PERMISIONARIOS PRIVADOS

Los permisionarios tampoco corren riesgos debido a que venden la energía comprometida a la CFE y aunque se presenten paros o haya una menor demanda del energético, la paraestatal debe colocar los excedentes al costo que sea necesario; la electricidad no se puede almacenar y la CFE tiene que buscar que se consuma en el momento que se genera. Las altas tarifas de la electricidad no son producto exclusivamente de la energía generada por el servicio público, también se derivan de los altos costos de interconexión de los productores independientes y del gas natural que es el único combustible que los PIE´s utilizan. En este tema debe comentarse el amplio debate en torno a la violación de lo establecido en artículo 27 Constitucional, pues señala que corresponde sólo a la Nación, generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación del servicio público (...) por lo que no se otorgarán concesiones a los particulares.37 CFE ha disminuido sus niveles de generación de electricidad y, en consecuencia, sus ventas, debido a que el número de concesiones al sector privado se ha incrementado considerablemente. Actualmente, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) tiene autorizados 772 permisos, 24 corresponden a grandes productores independientes, 595 a autoabastecedores, 58 para cogeneración, 37 para importación, 7 para exportación, 3 para pequeña producción y 48 para usos continuos. Todos ellos, tienen autorizada una generación de electricidad de 166.7 miles de GW hora/año.38

37

No obstante, en las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica de 1992, se introdujeron las figuras de productores independientes, autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, exportación e importación, en contraposición de lo dispuesto en el 27 Constitucional. 38

Tabla de permisos de generación e importación de energía eléctrica administrados al 31 de mayo de 2010, CRE.



52

Capacidad instalada para la generación de energía eléctrica

En 2009, la capacidad instalada nacional ascendió a 60.4 miles de MW, 1.3% más que la reportada en el año anterior y con una TMAC de 4.5% en 2000-2009. Al servicio público le correspondieron 39.2 miles de MW, lo que equivale a 64.9% de la capacidad nacional y a los permisionarios privados, 21.2 miles de MW, el restante 35.1% de la capacidad. La CFE indica que para satisfacer las necesidades de energía eléctrica del país se ha tenido que aumentar la capacidad de generación de los Productores Externos de Energía (PEE), que son los mismos Productores Independientes (PIE’s). Como se muestra en la siguiente tabla, la infraestructura generadora de electricidad del servicio público está siendo subutilizada, ya que en 2000-2009 se observa una TMAC de apenas 0.9% en ese segmento, y por el contrario, la TMAC de los permisionarios independientes aumentó en el mismo periodo 19.3%.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

TOTAL 40.5 42.5 45.6 51.0 53.6 53.7 56.3 59.0 59.6 60.4 4.5

Servicio Público 36.2 36.9 37.2 36.9 38.4 37.2 37.3 38.4 38.4 39.2 0.9

Permisionarios 4.3 5.5 8.4 14.1 15.2 16.5 19.0 20.5 21.0 21.2 19.3

PIE 0.5 1.6 3.9 7.7 8.2 9.3 11.5 12.6 12.5 12.5 42.1

Usos propios 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 -0.3

Autoabastecimiento 2.2 2.3 2.8 3.1 3.7 3.9 4.1 3.5 4.0 4.1 7.4

Cogeneración 1.1 1.1 1.1 1.4 1.4 1.4 1.6 2.7 2.7 2.8 10.7

Exportación 0.0 0.0 0.0 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 -0.4

Fuente: UEC con información de Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009-2024, SENER.

Miles de MW

CAPACIDAD INSTALADA EN EL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL

tmca %

2000-2009

A diciembre de 2009, operaron 21 centrales generadoras -termoeléctricas- de productores externos de energía con capacidad de 12.5 miles de MW, que equivalen a 22.8% de la capacidad eléctrica del servicio público, incluidos los productores independientes. Entre las empresas que venden electricidad a la CFE, algunas con contratos a 25 años, se encuentran: Iberdrola, que a esa fecha concentró una capacidad de 4.2 miles de MW, EDF International, con capacidad de 1.8 miles de MW, Unión Fenosa, 1.5 miles de MW y Mitsubishi con 1 mil MW, entre otras.


53

4,239

1,7651,491

990 984

525 511 495 484

Iberdrola EDF International

Union Fenosa

Mitsubishi Intergen Mitsui TransAlta Mitsubishi EDFI

AES

Fuente: UEC con información de CFE.

CAPACIDAD EFECTIVA INSTALADA DE GENERACIÓNPRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA (PEE)

MW

El resto de los permisionarios tiene una capacidad de generación de 8.7 miles de MW, equivalente a 14.4% del total nacional, destacando los autoabastecedores y cogeneradores. Con la liquidación de LyFC, los particulares tendrán un mayor campo de acción, ya que tendrán que satisfacer la demanda de electricidad de alrededor de 6 millones de usuarios y adicionalmente podrán utilizar más abiertamente la infraestructura dejada por LyFC. Margen de reserva de energía eléctrica. Según establece la Prospectiva del Sector Eléctrico 2009-2024 de la SENER, el margen de reserva (MR) se define como la diferencia entre la capacidad efectiva de generación del sistema eléctrico y la demanda máxima coincidente, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Considerando que en 2009 hubo una contracción de la demanda de energía eléctrica del SEN que se estima en 1.3% y, por el contrario, un aumento en la capacidad de generación de alrededor de 1.34%, el margen de reserva resultante sería de 44% en 2009, superior al 42.5% de 2008. Un MR alto significa mayores costos operativos porque existe infraestructura subutilizada, que se traduce en mayores precios de la electricidad. El margen de reserva operativo (MRO), una vez descontados el mantenimiento programado, fallas y degradación, después de 2000 también muestra una tendencia a la alza con tasas que oscilan entre 15% y 25% en los últimos años. La SENER atribuye el incremento del margen de reserva de 2000-2009, principalmente al menor crecimiento de la demanda de energía eléctrica lo que se explica, entre otros factores, por el comportamiento del crecimiento de la economía. Cuando la economía crece a una menor tasa que la estimada, generalmente se observa un menor crecimiento de la demanda de energía eléctrica39. Existe el argumento de que la CFE realiza estimaciones de largo plazo de la demanda con demasiada anticipación basadas

39

Prospectiva del Sector Eléctrico 2009-2024, SENER.



54

en escenarios macroeconómicos que posteriormente ajustan sus metas por debajo de las expectativas.40 Lo cierto es que también hay una explicación en los excedentes de capacidad instalada que anualmente se están incrementando a tasas muy altas y que, en gran medida, son producto de un mayor número de permisos de generación de electricidad otorgados a permisionarios privados.

Pérdidas de energía eléctrica

En el proceso de distribución de energía eléctrica se presentan pérdidas técnicas y no técnicas. En el periodo 2000-2009, en el caso del área de atención de la extinta Luz y Fuerza del Centro (LyFC), dichas pérdidas se incrementaron de manera casi constante hasta alcanzar un máximo de 31% en 2009. Se estima que 19% es por robo de energía, con un valor de 14.5 miles de millones de pesos. En el resto del país, el comportamiento ha sido más estable, con pérdidas de aproximadamente 11.3%, con variaciones poco significativas. A nivel internacional, las pérdidas totales de energía oscilan entre 6 y 8%.41

2.2.2 Programas de inversión en infraestructura

La inversión en infraestructura eléctrica tiene dos componentes principales: la propia del servicio público, constituida por CFE y LFC, y la financiada que está integrada por los PIDIREGAS, principalmente Productores Independientes de Energía (PIE´s) y por otros productores externos de energía. La inversión financiada, como proporción de la inversión total, alcanzó una preeminencia estratégica al pasar de 30.4% en 1997 a 37.6% en 2009 y se estima que en 2010 se incrementará a 56.5% del total.

Inversión financiada

Los proyectos PIDIREGA, como se definieron originalmente42 para el sector eléctrico en 1995 fueron conceptuados para financiar obras de infraestructura con recursos del sector privado. En la normatividad vigente quedaron establecidas dos modalidades del financiamiento de la inversión, una de las cuales está constituida por los PIE´s, donde a través de un contrato de largo plazo genera la infraestructura con inversiones y recursos privados y, al término de la obra, vende la electricidad; a mayo de 2010 este tipo de productores concentró 57.5% de la inversión acumulada.

40

Véase CFE y la Transición Energética. Odón de Buen. Revista Energía A Debate, Marzo-Abril de 2009. 41

Estrategia Nacional de Energía, Febrero de 2010, SENER. 42

Proyectos regulados a través del Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000, Diario Oficial de la Federación, marzo de 1996.


55

Número % MW % GWh % Miles USD %

PIE 27 3.9 13,760 50.9 96,715 57.5 12,946 44.8 1.06 0.13

Autoabastecimiento 507 74.1 6,453 23.9 29,989 17.8 9,178 31.8 0.70 0.31

Cogeneración 60 8.8 3,321 12.3 19,462 11.6 3,253 11.3 1.02 0.17

Exportación 6 0.9 2,780 10.3 19,681 11.7 2,832 9.8 0.98 0.14

Usos propios continuos 45 6.6 464 1.7 1,434 0.9 636 2.2 0.73 0.44

Pequeña producción 3 0.4 19 0.1 72 0.0 24 0.1 0.79 0.33

Importación 36 5.3 228 0.8 770 0.5 18 0.1 12.64 0.02

Total 684 100.0 27,026 100.0 168,124 100.0 28,888 100.0 0.94 0.17

Fuente: UEC con información de la CRE, datos a mayo de 2010.

INVERSIÓN PRIVADA EN ENERGÍA ELÉCTRICA, 2010Permisos

autorizados

Capacidad de

Generación

Energía

Autorizada

Inversión

AutorizadaUSD Invers/

MW

Capacidad

USD Invers/

GWh

Generado

El menor gasto de inversión por capacidad de generación de electricidad correspondió a la modalidad de autoabastecimiento con 70 centavos de dólar por MW y el más alto a importación con 12.6 dólares por MW. En lo relativo a la energía autorizada por la CRE, los gastos de inversión más bajos fueron para las modalidades de importación (2 centavos de dólar por GWh) y para los PIE´s (13 centavos de dólar por GWh). La modalidad de PIE es la que en generación de electricidad obtiene los mayores márgenes de rentabilidad, principalmente en electricidad que se vende al sector industrial. Los proyectos de obra pública financiada, son aquellos donde el inversionista privado desarrolla la obra con financiamiento propio y al finalizarla la entrega a la CFE quien paga el costo de las instalaciones cuando estas empiezan a producir, operándolas por su cuenta. Alrededor de 80% de la inversión en infraestructura eléctrica se financia con PIDIREGAS, esquema que ha permitido incorporar en promedio 5 mil millones de dólares anuales con recursos privados.

La Comisión Federal de Electricidad desarrolla 260 proyectos bajo el esquema financiero PIDIREGA, por un monto de 328.7 miles de millones de pesos a diciembre de 2009, con una estructura de 66.2% de inversión directa y el restante 33.8% de condicionada. Los proyectos que concentran el mayor gasto de inversión son cuatro de inversión directa: Pacífico, 13.3 miles de millones de pesos, El Cajón, 13.6 miles de millones, La Yesca, 13.7 miles de millones y Laguna Verde, 9.7 miles de millones. Destacan, asimismo, 27 centrales generadoras, 21 en operación y 6 en construcción, que son operadas por productores independientes, principalmente empresas españolas.43 Los permisionarios privados de CFE tienen contratos de compra-venta de energía eléctrica hasta por 25 años por un monto total de 1.6 billones de pesos.44

43

Los capitales de estas empresas se están posicionando de manera importante en los segmentos de generación de ciclo combinado, energía eólica y gas natural. 44

Presupuesto de Egresos de la Federación 2010. Tomo V, Entidades de Control Directo, Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo.



56

Los contratos se extienden hasta el año 2041, pero pueden ser renovados, según lo establecen las cláusulas contractuales. A diciembre de 2009, los permisionarios privados recibieron ingresos por 268 mil millones de pesos, 17% de los ingresos programados para todo el periodo, lo que implica que al menos con la infraestructura actual recibirán hasta 1.32 billones de pesos entre 2010 y 2041, es decir, el 83% restante. Existen cinco proyectos nuevos de inversión condicionada (Noreste, Norte II, Guadalajara I, Norte y BC III) cuyas fechas de operación son entre 2010 y 2016 que recibirán pagos por la venta de electricidad a CFE por 507 mil millones de pesos, 31.7% del total, y sólo generarán una capacidad de 1 mil 913 MW, 7.7% del total programado (24 mil 844 MW). Deuda Pidirega. Entre 1999 y 2043, la CFE tendrá que cubrir un pasivo PIDIREGA por 545.3 miles de millones de pesos, de acuerdo con la tabla de amortización y pago de intereses del PEF 2010. Al 31 de diciembre de 2009, la CFE pagó 63.7 miles de millones de pesos de capital y 42.2 miles de millones de intereses, lo que significa que entre 2010 y 2043 tiene pendiente de pago amortizar 435.4 miles de millones de pesos y de costo financiero 131.2 miles de millones. En la medida que se incorporen más proyectos, el pasivo incrementará montos y plazos de vencimiento. Con los saldos actuales se inició un periodo, a partir de 2009, de elevados pagos de capital e intereses que se extenderá hasta el 2023, con pagos anuales que en promedio superan los 25 mil millones de pesos. Las tasas de los pasivos en moneda extranjera superan el 7% anual por lo que el servicio de la deuda ejercerá una fuerte presión en el pago de las obligaciones. El pasivo directo y contingente de los PIDIREGAS crecen a una TMA de 24.2%, lo que implica que la CFE con el impacto diferido en el gasto de los compromisos financieros adquiridos, se le empezaron a acumular progresivamente los pasivos cuando los proyectos entraron en operación. Es decir, el esquema está generando ingresos pero una proporción muy importante se está destinando al pago a permisionarios privados por la compra de electricidad y al pago de los pasivos que los proyectos están acumulando. Por ello, anualmente la CFE tiene que estar recibiendo recursos presupuestales subsidiados para compensar sus pérdidas.

Inversión presupuestal

La inversión física de CFE y LFC, ha sido insuficiente para que el servicio público de generación de electricidad cuente con una infraestructura sólida que permita cubrir el crecimiento de la demanda interna de electricidad. El gasto en inversión como proporción del gasto programable, disminuyó de 22.7% en 1998 a 10.8% en 2009 y en LFC de 6.2% pasó a 5%, en el mismo lapso. Lo anterior ratifica el dominio que tienen los PIE´s en los proyectos de generación de electricidad.


57

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010p

Total 21.5 27.2 30.3 35.2 41.6 41.4 43.6 46.6 52.5 43.3 51.7 51.0 62.1

Presupuestaria 14.9 18.8 16.4 15.3 20.6 21.6 24.2 21.7 30.3 30.3 31.6 31.8 27.0

CFE 13.0 15.4 13.3 12.8 17.2 18.0 20.0 17.2 23.2 24.1 26.7 28.3 27.0

% gasto programable 22.7 22.7 15.3 13.8 16.9 13.7 13.1 9.4 11.9 11.6 9.3 10.8 9.8

LFC 1.9 3.3 3.1 2.5 3.4 3.7 4.2 4.5 7.1 6.2 4.9 3.5 0.0

% gasto programable 6.2 12.5 7.5 5.6 6.9 6.9 6.7 6.7 8.9 7.1 4.4 5.0 0.0

Financiada 6.5 8.4 13.9 19.9 21.0 19.7 19.4 24.9 22.2 13.0 20.1 19.2 35.1

% inversión total 30.4 30.9 45.9 56.5 50.4 47.7 44.4 53.5 42.3 30.0 38.9 37.6 56.5

p/ PEF 2010

Fuente: UEC con información de la Cuenta Pública y IV Informe de Gobierno.

INVERSIÓN FÍSICA PRESUPUESTARIA Y FINANCIADAMiles de millones de pesos

La Cuenta Pública de 2009 enfatiza, a través del Programa de Transformación Corporativa, las acciones de modernización y fortalecimiento de la CFE; no obstante, en ese año el organismo sólo canalizó 10.7% de la inversión presupuestaria ejercida a construcción de nuevos proyectos. El 89.3%, fue destinado a cubrir gastos de mantenimiento de la infraestructura en operación y a la amortización de la deuda PIDIREGA. Si se incorporan el resto de los PEE, incluidos los PIE´s, la inversión de los permisionarios privados podría haber ascendido a más de 50% de la inversión total y considerando el gasto de CFE efectivamente canalizado a la construcción de nueva infraestructura, la de los permisionarios podría ser mayor a 85% del total: 3.4 miles de millones de CFE, 19.2 miles de millones de PIE´s y 6.8 miles de millones de otros productores externos.

2.2.3 Balance financiero del sector eléctrico Como resultado de la caída de la demanda de energía eléctrica de consumidores domésticos e industriales, los ingresos en 2009 de CFE se redujeron en 20.9% en términos reales respecto del año anterior. No obstante, las ventas del organismo crecieron a una TMA de 8.9% entre 2001 y 2008 en términos reales y 4.6% entre 2001 y 2009, lo que significa que aun descontando la inflación, los ingresos reportan gran dinamismo debido al incremento de las tarifas promedio reales del organismo. La CFE no ha podido transferir el aumento de los gastos y costos de explotación a las tarifas eléctricas para que se reflejen en ingresos operativos. En esos mismos periodos, los costos aumentaron a una TMA de 9.8% en términos reales el primero y 6.8% el segundo, de tal manera que sus ingresos operativos son negativos por 70.6 miles de millones de pesos nominales entre 2001 y 2009.



58

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Ingresos 107.1 118.1 147.0 163.3 190.7 211.5 225.7 269.7 220.0

Costos y gastos 107.7 113.1 154.6 167.9 200.9 208.7 224.0 287.3 259.9

De explotación 77.3 78.9 115.0 127.0 154.6 158.9 171.6 212.9 181.0

Depreciación 17.6 18.5 20.0 21.1 22.7 22.6 25.4 26.2 26.6

Gastos administrativos 3.1 3.5 3.7 3.7 4.0 4.7 4.4 5.1 5.6

Obligaciones Laborales 9.8 12.2 15.4 16.2 19.6 22.5 22.7 43.1 46.6

Resultado de operación -0.6 5.0 -4.6 -4.6 -10.1 2.8 1.7 -17.6 -39.8

Otros ingresos -0.4 -0.4 1.5 1.5 -1.5 3.6 -2.1 0.4 0.5

ISR sobre remanente -0.6 -0.6 -0.9 -0.9 -0.8 -0.9 -1.5 -0.9 -1.0

Insuficiencia tarifaria 5.9 2.5 13.7 12.9 17.3 0.1 1.6 21.2 42.9

Aprovechamiento 40.7 40.0 47.1 47.4 52.5 51.8 54.0 55.8 55.5

Subsidio del gobierno federal 46.6 42.5 60.8 60.3 69.9 51.9 55.6 77.0 98.3

Resultado integral de financiamiento -0.3 -12.0 -10.3 -2.6 0.5 -3.6 -2.0 -22.6 -1.4

Regularización fiscal - - - - - - -5.2 - -

Resultado neto 6.5 -5.5 -6.3 -8.3 5.0 2.1 -7.5 -19.5 1.2

Fuente: Elaborado por la UEC con base en datos de CFE.

Miles de millones de pesos

ESTADO DE RESULTADOS DE CFE

Los costos y gastos de explotación están influenciados principalmente por los costos de explotación que incluyen básicamente el gasto que tiene que cubrir la CFE a los permisionarios privados por la compra de energía eléctrica, mismo que se incrementó a una TMA de 6.4% en términos reales, entre 2001 y2009, y por las obligaciones laborales que reflejan un incremento de la TMA de 16.2% real en ese mismo periodo. El elevado crecimiento de la venta de energía eléctrica de los PEE a la CFE y el gran crecimiento de las obligaciones labores, propiciaron que los costos y gastos de explotación se incrementaran, como proporción de los ingresos de CFE, de 101% en 2001 a 118% en 2009. Una situación similar ocurrió con el costo de explotación, que aumentó de 72.2% a 82.3% en ese mismo periodo, dinámica que es resultado del incremento de los precios de la electricidad que compra CFE a los permisionarios privados. Las tarifas promedio de CFE, a precios de 2009, se incrementaron de 0.88 pesos por KWh en 2001 a 1.42 pesos por KWh en 2008, lo que implicó una tasa media de 7.1% en el periodo; en 2009, la tarifa registrada fue de 1.21 KWh, resultando un aumento promedio anual de 4.1%, en 2001-2009.


59

0.880.95

1.07

1.181.22

1.27 1.29 1.42 1.211.21

1.17

1.53

1.27

1.411.65

1.36 1.61

1.43

0.7

0.9

1.1

1.3

1.5

1.7

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

TARIFAS Y COSTOS DE EXPLOTACIÓN DE ELECTRICIDADPesos por KWh de 2009

Tarifas promedio CFE

Costos CFE

Fuente: UEC con información de CFE.

Entre 2001 y 2009, las pérdidas operativas de LyFC fueron mayores en alrededor de 4 veces las de CFE, debido principalmente a que sus costos de compra de electricidad a CFE han sido elevados. Durante ese periodo, se estima que los costos de explotación representaron 178% de los ingresos totales por ventas, muy superior al indicador de CFE. Las ventas de electricidad de CFE a LyFC, con una sobretasa45 respecto de su costo de adquisición, impactaron desfavorablemente incrementando aún más el costo de explotación del organismo liquidado. En ambas empresas, el Gobierno Federal transfirió recursos presupuestales para compensar las pérdidas operativas: en CFE, se registraron operaciones virtuales en el rubro aprovechamiento por explotación46 que debió haber sido entregado al Gobierno Federal; no obstante, el organismo recibe subsidios virtuales mayores al aprovechamiento para sostener las bajas tarifas, el neto resultante se carga al patrimonio de la entidad como insuficiencia tarifaria.47 En 2001-2009, LFC recibió subsidios efectivos por 248 mil millones de pesos y CFE subsidios virtuales por 563 mil millones, 2.3 veces más que el organismo liquidado. Los subsidios recibidos por las dos empresas no fueron suficientes para impedir pérdidas netas acumuladas en el periodo. En el balance financiero de CFE, mientras los activos se reducen a una TMA de 0.3% en términos reales, el pasivo se incrementa 7.2% derivado del dinamismo del pasivo de largo plazo que aumenta 20.8%. El endeudamiento de largo plazo, es producto del

45

Fuentes de CFE indicaron que la empresa vendía energía eléctrica a LFC a 1.5 pesos el KWh y que la comparaba a los PEE a 1 peso el KWh. 46

A cargo de CFE, determinado mediante la aplicación de una tasa del 9% sobre los activos fijos netos en operación del año anterior. 47

Los subsidios virtuales recibidos por CFE, en la práctica son subsidios efectivos debido a que la empresa no realizó la erogación fiscal que le correspondía a través del aprovechamiento al gobierno federal.



60

elevando pasivo acumulado por los proyectos PIDIREGAS y el pasivo laboral. El patrimonio, como ha sido afectado por las pérdidas netas del organismo, reporta una TMA negativa de 5.1% real en el periodo 2001-2009. Los PIDIREGAS están generando un pasivo directo y contingente que se reflejará en una acumulación creciente de amortizaciones y pago de intereses y mayores saldos de la deuda que no se están reportando en la Cuenta Pública Federal.48 Por otra parte, existe un contraste entre los indicadores operativos y financieros de ambas empresas que favorece a CFE en general; no obstante, los números indican una descomposición progresiva del servicio público eléctrico donde CFE presenta pérdidas operativas y netas elevadas que están siendo compensadas por las trasferencias presupuestarias del Gobierno Federal que fueron duplicadas en los últimos ocho años.

INDICADORES COMPARATIVOS DE CFE Y LFC 2009 — Ventas de energía por trabajador, 2,429 MWh/año en CFE y 719 MWh/año en LFC

— Pérdidas totales de electricidad, 31.0% en LFC y 11.3% en CFE

— Usuarios de energía eléctrica por trabajador de distribución, 627 en CFE y 291 en LFC

— A diferencia de CFE, LFC no contó con reserva financiera para respaldar la jubilación

— En 2001-2009, pérdidas operativas: 248 mil millones de pesos en LFC y 68 mil millones en CFE

— Tiempo de interrupción por usuario con afectación, CFE 98 minutos al año y LFC 124 minutos

— Plazo de conexión a nuevos usuarios, CFE 1.8 días y LFC 6.4 días

— Ventas por trabajador, CFE 3.7 GW h y LFC 2.6 GWh

— Inconformidades por cada mil usuarios, CFE 4.5 y LFC 11.0

— Capacidad instalada, CFE 50,248.1 MW y LFC 1,174.3 MW

— Generación de energía por trabajador, CFE 1.76 GW y LFC 0.72 GW

— Generación de energía por trabajador internacional, Endesa, de España, 17.39 GW, Delta Electricity, de Australia, 30.8 GW, EnBW, de Alemania, 5.9 GW y ENEL, de Italia, 7.5 GW.

— En LFC, sólo 11% de su asignación presupuestal se destinó a proyectos de inversión

— Pérdidas de operación respecto de las ventas totales, 18.1% en CFE y de 52% en LFC

— Costos de explotación respecto de ingresos por ventas, 1.8 veces en LFC y 1.2 veces en CFE

— Pasivo laboral, 240 mil millones de pesos en LFC y 218 mil millones en CFE

— En 2008, LFC pagó electricidad a CFE por 119.6% de sus productos de explotación

— La relación pasivo total a patrimonio fue de 1.1 para CFE y 10.9 (agosto) para LFC

— Costo unitario de operación sin combustible y energía comprada, 273.5 pesos de 2006 por MWh en CFE y 424.7 pesos de 2006 por MWh en LFC

— Subsidio del Gobierno Federal, 98.3 miles de millones de pesos para CFE y 31.6 miles de millones para LFC

— Inversión física como porcentaje del gasto programable, 10.8% en CFE y 5% en LFC

Los permisionarios privados, a su vez, están obteniendo ganancias extraordinarias y sin riesgos por la venta de energía eléctrica a CFE y están creando una infraestructura con una capacidad de generación excedente que rebasa notoriamente el aumento de la demanda efectiva de electricidad, propiciando márgenes crecientes. Dado que CFE trabaja con costos operativos más bajos que los de LFC, ello debería reflejarse una vez liquidada la paraestatal en tarifas más bajas a los usuarios residenciales de energía eléctrica de la zona centro del país.

48

El saldo de la deuda de los PIDIREGAS de CFE, aparece registrado en los Requerimientos Financieros del Sector Público (RFSP) que a 2009 asciende a 90.3 miles de millones de pesos, 59.7 miles de millones de deuda externa y 30.6 miles de millones de deuda interna.


61

2.2.4 Liquidación de Luz y Fuerza del Centro

El 10 de octubre de 2009, el Ejecutivo Federal decretó la extinción de LFC señalando, entre otros argumentos, que los recursos recibidos por el organismo son cada vez más altos sin que se refleje una mejora en la calidad del servicio, con costos crecientes, con una plantilla laboral en aumento y con privilegios en el contrato colectivo de trabajo que otorga decisiones de la operación en beneficio de los intereses del Sindicato Mexicano de Electricistas (SME). En diciembre de 1989, se había reformado el artículo Cuarto Transitorio de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), con lo cual se concluyó la liquidación de la Compañía de Luz y Fuerza del Centro. El 9 de febrero de 1994, a través de un decreto, el Ejecutivo Federal dispuso de la constitución, estructura y funcionamiento de un nuevo organismo denominado Luz y Fuerza del Centro.49 Entre los factores que se señaló como determinantes en la decisión de extinción de LFC, deben analizarse los siguientes.

LFC desde su creación había recibido transferencias presupuestales cuantiosas y entre 2001 y 2009, se incrementaron en más de 200%, ya que pasaron de 13 mil millones de pesos en el primer año a 42 mil millones en el segundo. Sin embargo, debe aclarase, que eso no fue exclusivo del organismo liquidado, también la CFE recibió cuantiosas transferencias que se mantuvieron altas, al incrementarse de 46.6 a 98.3 mil millones de pesos, durante ese mismo periodo.

Los costos casi duplicaron a sus ingresos por ventas. De 2001 a 2008, la entidad registró ingresos por ventas de 282 mil millones de pesos, mientras que sus costos ascendieron a 524 mil millones, es decir, 186% sus ingresos. Debe reiterarse, que la inversión en proyectos de infraestructura autorizados por los coordinadores sectoriales, SHCP y SENER, para la entidad, fueron insuficientes para que el organismo generara la electricidad que demandaba la zona centro del país y, en consecuencia, esta provenía de compras a la CFE. Los altos costos de la energía comprada a CFE, implicaron que aquellos aumentaran de 90.8% como proporción de los ingresos totales en 2001 a 119.5% en 2008.

Se mantenía un pasivo laboral de 240 mil millones de pesos. Este pasivo contribuyó a mermar seriamente la situación financiera de la empresa debido a que adicionalmente no había un fondo para cubrir los requerimientos de pensionados y jubilados. CFE, con una situación financiera menos crítica, también reportó un pasivo laboral equivalente, por 220 mil millones de pesos.

49

El SME interpuso un amparo en contra del Decreto de Extinción, argumentando que LFC por ser constituida mediante la reforma al artículo Cuarto Transitorio de la LSPEE su extinción debía realizarse con la intervención del Poder legislativo y no únicamente del Ejecutivo, autor del decreto. La SCJN, el 5 de julio de 2010, confirmó la resolución emitida por un Juez de Distrito y negó el amparo al SME, señalando en esencia que dicho acto está reconocido como una facultad del Titular del Ejecutivo Federal.



62

Las pérdidas totales de energía eran excesivas y superiores en casi tres veces a las observadas por la CFE. Una gran proporción de las pérdidas se concentró en adeudos de gobiernos estatales y municipales de la zona centro y de empresas corporativas que realizaban acuerdos con el gobierno federal.

Los costos unitarios de las obras de LFC eran 176% superiores a los de CFE. Los indicadores podrían ser alarmantes para el organismo desincorporado al compararse con estándares internacionales, lo cual es también válido para la evaluación de los indicadores de desempeño de la propia CFE.

Bajo este contexto, es notorio el desplazamiento que está sufriendo el servicio público de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en el país por los Productores Externos de Energía y el alto grado de desocupación de la planta productiva del SEN en propiedad del Estado. No sólo es LFC, quien por decreto se extinguió, sino también CFE está perdiendo progresivamente participación de mercado y los PEE detentan alrededor de 50% de la capacidad de generación de CFE.

En 2007, Unión Fenosa, productor privado independiente de origen español, vendió el KWh a CFE a 59 centavos y CFE lo vendió a su vez a LFC a 1 peso y a 93 centavos a los industriales. En 2008, las compañías eléctricas en su conjunto aumentaron el KWh entregado a CFE a 93 centavos y CFE lo transfirió a LFC a 1.50 pesos y la SHCP obligó al organismo liquidado a vender al usuario a 1.18 pesos. Ello originó que los costos de explotación de CFE fueran absorbidos por LFC, generando un sobreprecio de cerca de 13 mil millones de pesos en 2009. La energía comprada a CFE tuvo un costo que se incrementó de 41.5 miles de millones de pesos en 2001 a 108.4 miles de millones de pesos en 2008; así, los costos de explotación se integraron 56% de electricidad comprada a CFE y 26% de pasivo laboral, principalmente. Los altos costos de energía eléctrica que la CFE adquiere de los PEE fueron transferidos a la propia LFC deteriorando aún más su difícil situación financiera.

Otros costos adicionales, que impactaron negativamente en las finanzas del organismo, fueron el suministro de combustible para la generación de electricidad; los adeudos de los gobiernos estatales de Hidalgo, México, Morelos y Puebla por la venta de energía eléctrica, que a junio de 2009 ascendieron a 7.4 miles de millones de pesos; el deficiente cobro a grandes empresas, a las que se les mantiene el servicio, y cuyos adeudos ascienden a 2.4 miles de millones de pesos; el costo de transporte de electricidad desde plantas generadoras externas; las pérdidas no técnicas, como el consumo ilícito, la alteración de medidores y facturaciones alteradas; los salarios y prestaciones al personal sólo representaron 6.3% de los costos y gastos de explotación.

El sector eléctrico mexicano requiere un diagnóstico detallado y una propuesta de una profunda reconfiguración; la extinción de LFC no corrige el problema de fondo, que es la reconstitución de la capacidad de generación eléctrica pública a costos y precios competitivos, de tal manera que atienda las necesidades de consumo de los diversos


63

sectores económico y doméstico, utilizando su propia infraestructura que está subutilizada. La CFE disminuyó su capacidad de generación en más de 12 mil MW para permitir el ingreso de los permisionarios privados y los seis millones de usuarios cuyo suministro era cubierto por LFC, el cual será atendido por estos mismos permisionarios. Adicionalmente, las pérdidas de LFC, subsidiadas presupuestalmente por el Gobierno Federal a través de menores tarifas a los consumidores, también es una práctica utilizada por la CFE. Los costos fijos y variables que implica tener una infraestructura subutilizada deterioran sensiblemente el margen operativo, que son complementados por el alto costo que la paraestatal tiene que destinar al pago a permisionarios por la compra de la electricidad, incluidos todos los excedentes. Por ello, las exportaciones de energía se han incrementado en los últimos años debido a que no hay forma de colocar los excedentes en el mercado nacional. Entre 2001 y 2009, CFE recibió casi el doble de las transferencias que el gobierno asignó a LFC para financiar sus elevados costos de explotación; la diferencia respecto de la primera es que el organismo no recibió esos recursos como un flujo directo, sino que han sido operaciones compensadas atribuibles a la cancelación del pago de aprovechamientos. Los subsidios a LFC fueron utilizados para pagar los costos de energía que la empresa adquirió de CFE y otros costos de combustibles.

13.0 13.121.0

26.0 25.2

33.5 31.8

42.3 42.046.6

42.5

60.8 60.3

69.9

51.955.6

77.0

98.3

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

LFC CFE

SUBSIDIOS DEL GOBIERNO FEDERALMiles de millones de pesos

Fuente: UEC con información de CFE, LFC y Cuenta Pública.

LFC operó con un alto grado de ineficiencia en sus procesos y perdió una gran cantidad de energía eléctrica, pero las transferencias contables aplicadas a CFE son un indicador de los altos costos que le transfieren los permisionarios privados con la venta de electricidad y al propio tiempo reflejan los bajos índices de rentabilidad y productividad. Adicionalmente, la CFE está imposibilitada para pagar al Gobierno Federal el aprovechamiento por la explotación de la electricidad que le establece la normatividad vigente debido a la insuficiente renta operativa.



64

2.3 Aprovechamiento de fuentes renovables de energía Según el Balance de Energía 2009,50 la producción de energías renovables contribuyó con 6.2% de la energía primaria. De estas fuentes de energía, 42.9% correspondió a leña, con un aumento en su participación de 3.8 puntos porcentuales respecto a 2008. La geoenergía, con una aportación a la producción total de renovables de 25.6%, mostró un aumento de 1.3 puntos porcentuales en dicha participación. La hidroenergía aportó 15.7% de la producción de renovables, 5.2 puntos porcentuales menor a la participación de 2008.

Condensados, 0.9%

Petróleo, 61.5%

Carbón, 2.1%

Renovables, 6.2%

Gas Natural, 28.2%

Nuclear, 1.1%

Fuente: UEC, con información de la SENER.

Geoenergía,

solar y

eólica, 1.7%

Hidroenergía,

1.0%

Biomasa,

3.5%

IMPORTANCIA DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN LA ENERGÍA PRIMARIA, 2009

La producción de bagazo de caña contribuyó con 14.6%, manteniendo una participación muy similar a 2008. Las energías solar y eólica aportaron 1.3% de la producción de renovables, aumentando su participación 0.3 puntos porcentuales respecto al año anterior.

50

Balance de Energía 2009. SENER.


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3. Resultados Relevantes de la Fiscalización Superior en el Sector Energía

3.1 Auditorías practicadas Como resultado de la fiscalización superior de la Cuenta Pública 2009, la ASF practicó 97 auditorías al sector Energía, 1 revisión más que en el ejercicio anterior. Las auditorías practicadas al sector representaron el 45.8% del total revisado en el bloque funcional de Desarrollo Económico (212 revisiones) y el 10.3% de la fiscalización superior de la Cuenta Pública 2009 (945 auditorías). El 88.7% de las revisiones al sector fue de regularidad (86 auditorías) y el 11.3% de desempeño (11). Por consecuencia, apenas 1 de cada 10 revisiones practicadas al sector fue de desempeño y poco más de 9 de cada 10 fue de regularidad.

FINANCIERAS Y

DE

CUMPLIMIENTO

INVERSIONES

FÍSICASSISTEMAS

SECTOR ENERGÍA 11 0 34 52 0 0 0 0 97

Estructura Porcentual 11.3% 0.0% 35.1% 53.6% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 100.0%

1 Secretaría de Energía 2 2

2 Comisión Federal de Electricidad 2 4 15 21

3 Comisión Nal. para el Uso Eficiente de Energía 1 1

4 Compañía Mex.de Exploraciones, S.A. de C.V. 1 1

5 Instituto Mexicano del Petróleo 1 1

6 Petróleos Mexicanos 8 8

7 Pemex-Exploración y Producción 2 5 23 30

8 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 2 3 5

9 Pemex-Petroquímica 2 4 3 9

10 Pemex-Refinación 7 11 18

11 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 1 1

Fuente: Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009, ASF.

FORENSE TOTAL

AUDITORÍAS DE REGULARIDAD

SEGUIMIENTOSITUACIÓN

EXCEPCIONAL

AUDITORÍAS PRACTICADAS POR LA ASF AL SECTOR ENERGÍA EN LA REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009

N° SECTOR / ENTE DESEMPEÑO ESPECIAL

Respecto de la revisión de la Cuenta Pública 2008, las auditorías de regularidad aumentaron 8.1% (pasaron de 79 a 86 auditorías) y las de desempeño disminuyeron 21.4%% (pasaron de 14 a 11 auditorías de este tipo).

3.2 Cobertura de la fiscalización La cobertura de fiscalización en el sector Energía abarcó 11 entes. La entidad más auditada del sector fue Pemex Exploración y Producción con 30 revisiones practicadas, seguida de CFE (21) y Pemex Refinación (18), representando el 71.1% del total de la revisión en el sector Energía. Las auditorías de desempeño fueron aplicadas a 6 entidades (2 a Secretaría de Energía, 2 a la Comisión Federal de Electricidad, 2 a Pemex-Exploración y Producción, 2 a Pemex-Gas y Petroquímica Básica, 2 a Pemex-Petroquímica y 1 a la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía).



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3.3 Observaciones-acciones promovidas Como resultado de las 97 revisiones practicadas al sector Energía, la ASF emitió 357 observaciones (142 observaciones más que en el ejercicio anterior, lo que equivale a un incremento del 66%), de las cuales se promovieron 441 acciones (se promovieron 183 acciones adicionales que en 2008).

De las acciones promovidas se cuentan 303 recomendaciones y 138 acciones correctivas, entre las que destacan 73 solicitudes de aclaración (52.9% de las acciones correctivas), 43 Promociones de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria (15 en PEMEX Refinación), 19 Pliegos de Observaciones (12 en PEMEX Petroquímica), y 3 denuncias penales, las cuales se derivaron de las auditorías practicadas a la Comisión federal de Electricidad.

R RD PEFCF SA PRAS PO DH M

SECTOR ENERGÍA 97 357 209 94 0 73 43 19 3 0 441

Estructura Porcentual 47.4% 21.3% 0.0% 16.6% 9.8% 4.3% 0.7% 0.0% 100.0%

1 Secretaría de Energía 2 4 0 4 0 0 0 0 0 0 4

2 Comisión Federal de Electricidad 21 43 31 4 0 7 8 5 3 0 58

3 Comisión Nal. para el Uso Eficiente de Energía 1 6 0 8 0 0 0 0 0 0 8

4 Compañía Mex.de Exploraciones, S.A. de C.V. 1 2 2 0 0 0 0 0 0 0 2

5 Instituto Mexicano del Petróleo 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 1

6 Petróleos Mexicanos 8 17 16 0 0 3 4 0 0 0 23

7 Pemex-Exploración y Producción 30 123 65 31 0 34 9 1 0 0 140

8 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 5 23 7 19 0 0 2 0 0 0 28

9 Pemex-Petroquímica 9 61 19 28 0 13 5 12 0 0 77

10 Pemex-Refinación 18 76 66 0 0 16 15 1 0 0 98

11 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 1 1 2 0 0 0 0 0 0 0 2

R Recomendación

RD Recomendación al Desempeño

SA Solicitud de Aclaración

PEFCF Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación Fiscal

PRAS Promoción de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria

PO Pliego de Observaciones

DH Denuncia de Hechos


OBSERVACIONESN° SECTOR / ENTEACCIONES PROMOVIDAS

TOTAL

OBSERVACIONES-ACCIONES PROMOVIDAS POR LA ASF AL SECTOR ENERGÍA EN LA REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009

REVISIONES

Este sector registró un promedio de 3.7 irregularidades por auditoría y la entidad que presentó un mayor número de irregularidades por revisión fue Pemex-Petroquímica (61 observaciones de las que se derivaron 28 recomendaciones al desempeño).

Como se mencionó, Pemex-Petroquímica presentó el mayor número de irregularidades por revisión y es de llamar la atención que también registró el mayor número de Pliegos de Observaciones, lo que implica probables daños al patrimonio de la Hacienda Pública Federal.

En números absolutos, las entidades con más observaciones-acciones emitidas, independientemente del número de auditorías practicadas, fueron: Pemex Exploración y Producción con 123 observaciones emitidas y 140 acciones promovidas y Pemex-Refinación (76 observaciones y 98 acciones).


67

3.4 Dictámenes emitidos De las 97 auditorías practicadas por la ASF al sector Energía, 45 tuvieron un dictamen con opinión limpia, 32 con salvedades y 20 auditorías fueron dictaminadas de manera negativa, localizadas principalmente en PEMEX Exploración y Producción y PEMEX Refinación. Pemex Exploración y Producción también fue la entidad con mayor número de dictámenes con opinión limpia (14), seguida de la Comisión Federal de Electricidad que tuvo 11 dictámenes limpios de 21 auditorías.

OPINIÓN

LIMPIA

OPINIÓN CON

SALVEDAD

OPINIÓN

NEGATIVA

ABSTENCIÓN

DE OPINIÓN

SIN

OPINIÓN

SECTOR ENERGÍA 97 45 32 20 0 0

Estructura Porcentual 100.0% 46.4% 33.0% 20.6% 0.0% 0.0%

1 Secretaría de Energía 2 1 1


3 Comisión Nal. para el Uso Eficiente de Energía 1 1

4 Compañía Mex.de Exploraciones, S.A. de C.V. 1 1


6 Petróleos Mexicanos 8 4 3 1

7 Pemex-Exploración y Producción 30 14 9 7

8 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 5 2 3

9 Pemex-Petroquímica 9 3 3 3

10 Pemex-Refinación 18 7 4 7



DICTAMENES DE LAS AUDITORIAS PRACTICADAS AL SECTOR ENERGÍA EN LA

REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009

TIPO DE DICTAMEN

N° SECTOR / ENTE TOTAL

3.5 Recuperaciones determinadas Derivado de la fiscalización en el sector, la Auditoría Superior de la Federación determinó recuperaciones por 8 mil 586.7 millones de pesos; cabe destacar que dicha cantidad registró un sustancial incremento de 1,594% en relación al año anterior. Del monto total de recuperaciones determinadas, se estiman como probables 8 mil 576.13 millones de pesos y se reportan como ya operadas 10.6 millones. De acuerdo con la información proporcionada por la entidad de fiscalización superior de la Federación, de las recuperaciones probables, Petróleos Mexicanos es el ente que aportaría la mayor cantidad de recursos (4 mil 118.2 millones de pesos), seguida de PEMEX Exploración y Producción con 3 mil 365.7 millones de pesos, Comisión Federal de Electricidad con 606.9 millones, Pemex-Refinación con 290 millones y Pemex-Petroquímica con 195.4 millones de pesos.



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Total Operadas Probables

SECTOR ENERGÍA 8,586.7 10.6 8,576.1

Estructura porcentual 100.0% 0.1% 99.9%

1 Secretaría de Energía 0.0 0.0 0.0

2 Comisión Federal de Electricidad 609.8 2.9 606.9

3 Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía 0.0 0.0 0.0

4 Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A. de C.V. 0.0 0.0 0.0

5 Instituto Mexicano del Petróleo 0.0 0.0 0.0

6 Petróleos Mexicanos 4,118.2 0.0 4,118.2

7 Pemex-Exploración y Producción 3,366.3 0.6 3,365.7

8 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 0.0 0.0 0.0

9 Pemex-Petroquímica 201.9 6.6 195.4

10 Pemex-Refinación 290.4 0.5 290.0

11 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 0.0 0.0 0.0

Fuente: Informe deL Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009, ASF.

IMPACTO DE LAS OBSERVACIONES DETERMINADAS AL SECTOR ENERGÍA EN LA

REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009

N° ENTERECUPERACIONES DETERMINADAS (Millones de pesos)

Debe comentarse que estas cifras aún están sujetas al proceso de aclaraciones que lleven a cabo los entes auditados, pues una vez que les fueron notificadas las observaciones, la Ley les da un plazo de 30 días hábiles para proporcionar la información que pueda aclarar las irregularidades determinadas y, en su caso, solventarlas.


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4. Evaluación de los Resultados de la Fiscalización en el Sector Energía La evaluación de los resultados de la fiscalización superior al sector Energía en 2009, se realizó en el marco de lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2007-2012. Se revisaron tres de los objetivos definidos: garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos; suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos; y fomentar el aprovechamiento de fuentes renovables de energía y biocombustibles. En materia de seguridad energética de hidrocarburos, el PND establece siete estrategias orientadas a fortalecer las atribuciones rectoras del Estado sobre las reservas y la administración óptima de los recursos, procurando equilibrar la extracción de hidrocarburos y la incorporación de reservas; fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas; fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de proyectos de infraestructura energética de alta tecnología.

Las estrategias también se dirigen a revisar las áreas de oportunidad de mejora operativa; impulsar las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental, y modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial de crudos pesados. En lo que hace al subsector eléctrico, se subraya en el Plan Nacional de Desarrollo que el suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos, permitirá atraer más inversiones y, con ello, mayores niveles de generación de empleos en la economía. Para enfrentar estos retos, se plantea fomentar niveles tarifarios que cubran costos relacionados con una operación eficiente de las empresas; mejorar la competitividad del servicio eléctrico con un enfoque integral desde la planeación, la inversión, la generación, la transmisión, la distribución y la atención al cliente; y fortalecer a las empresas del sector, adoptando estándares y prácticas internacionales.

En el aprovechamiento de fuentes renovables, se busca ofrecer el mismo servicio con un menor consumo de energía para reducir el gasto en insumos energéticos, aumentar la competitividad del aparato productivo, reducir las emisiones de gas del efecto invernadero y conservar los recursos energéticos del país.



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4.1 Garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos En la relación de objetivos sectoriales sobre hidrocarburos se enfatiza la necesidad de dirigir la planeación buscando asignar garantías para la seguridad energética, operar bajo estándares internacionales de eficiencia, transparencia y rendición de cuentas y elevar la exploración producción y transformación sustentable de hidrocarburos. Bajo esta perspectiva y enfoque se revisa los resultados del trabajo de fiscalización de la Cuenta Pública 2009.

4.1.1 Enfoque de la fiscalización superior La ASF buscó, en general, contrastar buena parte de sus revisiones con las metas estratégicas del Plan Nacional de Desarrollo, 2007-2009, el Programa Sectorial de Energía, 2007-2012 y el Programa Nacional de Infraestructura, 2007-2012. Para ello, concentró sus evaluaciones en la exploración y producción, exploración de petrolíferos y perforación de pozos; la revisión de los vehículos financieros de Pemex, instrumentos financieros de los PIDIREGAS y del Fideicomiso de Estabilización para la Inversión en Infraestructura; incorporó revisiones sobre la problemática del sector petroquímico; la comercialización de gas y petróleo crudo y venta de gasolinas; y, los rezagos en mantenimiento de plantas y refinación de petrolíferos. En las revisiones a los vehículos financieros de Pemex, se privilegió el enfoque sobre la medición de la deuda generada por estos intermediarios financieros. De los cinco vehículos del organismo, relacionados con el esquema financiero PIDIREGA, el órgano fiscalizador revisó al Fideicomiso F-163 que contrataba deuda en moneda nacional, el Master Trust que realizaba colocación de bonos de deuda en el mercado internacional y el Pemex Finance, Ltd. que también realiza operaciones de deuda en el extranjero y administra cuentas por cobrar de la paraestatal. Debido a que sus operaciones eran realizadas fuera de presupuesto y no se reportaban a la Cuenta Pública, la ASF venía recomendando su reconocimiento como entidades paraestatales o su desaparición. Con la extinción de los proyectos PIDIREGAS de Pemex, en 2008, estos dos vehículos están concluyendo el proceso sobre el traspaso de sus deudas, activos y pasivos a las cuentas contables y financieras del organismo, para posteriormente proceder a su desaparición. Se argumenta que debido a las características de la deuda estructurada del Pemex Finance, no fue posible asumir sus pasivos por parte de Pemex. A pesar de la importancia del tema, no se incluyeron revisiones a los resultados de los proyectos PIDIREGAS que permitan valorar en qué medida contribuyeron con el objetivo del PND de garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos. Esto cobra mayor significancia si se consideran varios factores: que dichos proyectos participaron en forma importante en la generación del pasivo de PEMEX que ascendió a 1.4 billones de pesos a diciembre de 2009; que la producción de petróleo crudo cayó de


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un máximo histórico de 3.4 millones de barriles diarios en 2004 a 2.6 millones de barriles diarios en 2009; que las reservas probadas pasaron de 23.5 miles de millones de barriles en 2000 a 10.4 miles de millones de barriles en 2009; y que la capacidad de refinación se ha mantenido estancada por más de 20 años. La capacidad de refinación se mantuvo sin cambios por más de veinte años, debido a los bajos niveles de inversión destinados al Sistema Nacional de Refinación, incluidos infraestructura, ductos, mantenimiento, transporte y reconfiguración de las seis plantas existentes. No obstante lo anterior, como se muestra en la revisión al Fondo de Estabilización de los Ingresos en Infraestructura (FEIIPEMEX), el Comité Técnico de ese fideicomiso, integrado por funcionarios de SHCP, SENER y PEMEX autorizaron la transferencia de recursos del FEIIPEMEX por 20 mil millones de pesos al presupuesto de PEMEX y sus organismos subsidiarios, para destinarse a cubrir gastos de operación para el 2010 y no para ampliar la infraestructura de Refinación del país, decisión contraria a las disposiciones del Congreso, en lo particular de la Cámara de Diputados, de asignarle recursos suficientes para la construcción inmediata de la Refinería en el Estado de Hidalgo. Esta afirmación se convalida al considerar que el FEIIPEMEX comenzó a recibir recursos el 13 de agosto de 2007, por parte del Gobierno Federal, los cuales se mantuvieron depositados en la TESOFE a tasa cero hasta el 28 de enero de 2008. De manera aún más elocuente, al 31 de diciembre de 2009, el FEIIPEMEX transfirió a Pemex Refinación únicamente 17.8 millones de pesos, equivalentes al 3.6% del gasto autorizado que ascendió a 490.0 millones de pesos en 2009. En adición a lo anterior, el comercio exterior de petrolíferos, tuvo un marcado descenso en valor (38%) pero no fue tan pronunciado en volumen, 12.7% las exportaciones de petróleo crudo, y aunque la balanza comercial continuó siendo superavitaria su tendencia estructural es al deterioro. Es notorio el avance mostrado por el trabajo de fiscalización de la Auditoría Superior de la Federación, principalmente en temas que están relacionados con el desempeño estratégico de la paraestatal. Destacan algunas revisiones de desempeño que estuvieron dirigidas a evaluar problemas estructurales de PEP, PGPB y PPQ. Como ejemplos se encuentran la Quema de Gas, la Producción y Comercialización de Gas Natural y la Producción de Petróleo, Gas y Petrolíferos. Los indicadores generados por la ASF son reveladores de la situación desfavorable por la que atraviesan segmentos como el de la petroquímica, los altos volúmenes de quema de gas y la dinámica de las importaciones de gas seco.

Un resultado relevante de las revisiones es el grave desaprovechamiento del mercado nacional por parte de Pemex Petroquímica (PPQ). Las ventas orientadas al mercado nacional de PPQ representaron el 19.9% del total de compras nacionales de productos



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petroquímicos, las cuales fueron de 95 mil 249.4 millones de pesos, siendo que el 80% del abasto provino fundamentalmente de importaciones de China. La auditoría relativa a la Perforación de Pozos, Proyecto Aceite Terciario del Golfo, Chicontepec, es una revisión de inversión física, que aporta información relevante sobre las adjudicaciones de los proyectos de perforación a empresas contratistas. De los cuatro contratos revisados, dos se asignaron en forma directa a Zapata Internacional, SA de CV y a Servicios Integrales, GSM, S de RL; el monto total de los contratos ascendió a 1 mil 222 millones de dólares y 5 mil 573.5 millones de pesos. Estos últimos son montos que contrastan en forma significativa con los bajos volúmenes de extracción de petróleo crudo y gas natural, en una zona donde el costo de extracción ronda los 20 dólares por barril de petróleo crudo. Debe señalarse que un número importante de auditorías del sector, incluso algunas de desempeño que abordan temas estratégicos, mantienen el enfoque tradicional de concentrarse en verificar el cumplimiento de la normatividad y de los preceptos jurídicos aplicables. Son de destacar, bajo este criterio, las revisiones a la Normatividad de los Finiquitos de Proyectos de PEP, los Ingresos por Venta de Gasolina y Diesel, la de Servicios para Mantenimiento de Plantas y la relativa al Sistema de Medición y Monitoreo de Producción, Distribución y Comercialización de Petrolíferos. En varias de ellas, dada la relevancia de los temas, podrían haberse obtenido resultados cualitativos sobre la naturaleza de la problemática y sus alternativas para atenderla. Este enfoque normativo, si bien relevante, debiera trascender a evaluaciones de mayor alcance sobre todo ante las urgencias mayores de revisar el desempeño estructural y financiero de los contratos celebrados por PEP y contratistas diversos para la exploración y perforación de pozos. El enfoque fiscalizador en esta materia en lo que concierne a PEP se concentró en la corroboración normativa de 33 contratos cuyo monto ronda aproximadamente 50 mil millones de pesos. Es de llamar la atención que en el periodo 2004-2009, fechas en que se programaron los contratos, se observó un significativo descenso en los indicadores de la producción de PEMEX. Así, en ese lapso, la producción de petróleo crudo se redujo en 781 miles de barriles diarios. En el mismo periodo, las reservas totales y las reservas probadas mostraron retrocesos significativos. No obstante que el número de pozos en explotación se incrementó, los campos descubiertos con reservas probadas permanecieron estancados y la producción total promedio de hidrocarburos por pozo tuvo un grave declive, al reducirse entre 2004 y 2009 en 34.1%. A pesar de la gravedad que revelan estos datos, el enfoque fiscalizador en estos 33 contratos se circunscribió a corroborar el cumplimiento normativo.


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Frente a estos resultados es evidente la necesidad de que el enfoque de fiscalizador se oriente de manera decisiva y contundente a revisar la calidad de los procesos de ejecución en exploración para restituir reservas y capacidad de producción. Cinco revisiones de inversión física relativas al Proyecto Minatitlán, sobre la reconfiguración de procesos de la refinería, arrojan datos contundentes respecto de la inadecuada aplicación de los recursos y el escaso impacto del proyecto sobre la capacidad de procesamiento de líquidos y producción de gasolinas. Las etapas del programa de reconfiguración de procesos están teniendo retrasos importantes en la entrega de obras y esto ha implicado un aumento significativo en el costo financiero de todo el proyecto. Será importante que la Cámara de Diputados realice un amplio análisis y genere algunas propuestas específicas para que después de una valoración integral del Sistema Nacional de Refinerías, por parte de la ASF, se emitan alternativas para elevar la capacidad de Pemex Refinación para implementar procesos de reconfiguración eficientes.

4.1.2 Contenido de auditorías relevantes En las siguientes páginas se realiza una exposición de los resultados más relevantes de auditorías claves que están asociadas con el objetivo de la planeación nacional de garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos. PETRÓLEOS MEXICANOS En PEMEX Corporativo sobresalen cuatro revisiones financieras y de cumplimiento practicadas por la ASF: Las correspondientes a tres de los cinco vehículos financieros de PEMEX, cuya deuda está siendo reconocida por el organismo; y, la relativa a la evaluación de las operaciones del Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura (FEIIPEMEX).

Vehículos financieros de Pemex. Las auditorías correspondientes a los vehículos financieros tienen relación con las operaciones de deuda interna y externa para financiar los PIDIREGAS que fueron extinguidos en octubre de 2008. Debido a que a partir de su extinción hay una cancelación de los saldos de endeudamiento de tales vehículos financieros y un traspaso como deuda directa de Pemex, la ASF se encargó de revisar que se haya dado ese traspaso de acuerdo con la normatividad establecida. Saldos de la deuda de los vehículos financieros. En 2009, PEMEX asumió como deuda pública directa la proveniente de sus vehículos financieros PEMEX Project Funding Master Trust por 55 mil 198.3 millones de dólares y del Fideicomiso F-163 por



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118 mil 557.7 millones de pesos, que utilizó para el financiamiento de proyectos PIDIREGAS, conforme a lo dispuesto por el Congreso de la Unión. De acuerdo con la revisión practicada al PEMEX Finance Ltd., la ASF comprobó que el saldo de la deuda por un monto de 893.3 millones de dólares, no fue reconocido y se continuará pagando hasta 2018.

Concepto

Importe Diferencia Importe Diferencia

Deuda con terceros 95,822.8 94,144.2 1,678.6 32,538.2 32,154.2 383.9

Deuda con Pemex 42,000.0 24,413.5 17,586.5 26,101.8 23,044.1 3,057.7

Sustitución acrred c/ PEP - - - 1,179.2 - 1,179.2

Otras cuentas por pagar 552.2 - 552.2 1,705.6 - 1,705.6

Instrumentos F. Derivados 661.6 - 661.6 205.4 - 205.4

Total 139,036.6 118,557.7 20,478.9 61,730.1 55,198.4 6,531.8

Fuente: UEC con información de la ASF.

PASIVOS DEL FIDEICOMISO F-163 Y DEL MASTER TRUST TRASPASADOS A PEMEX

Importe

reconocido

Importe

reconocido

FIDEICOMISO F-163

Millones de pesos

MASTER TRUST

Millones de dólares

La ASF, determinó que entre1998 y 2000, PEMEX contrató 5 mil millones de dólares de deuda mediante el vehículo financiero PEMEX Finance, Ltd. para iniciar el financiamiento de proyectos PIDIREGAS, el cual pagaría con intereses en un periodo de 20 años, utilizando el flujo de recursos derivados de la operación del programa de financiamiento estructurado creado por PEMEX en ese mismo año. En ambos fideicomisos, las diferencias fueron canceladas en su mayoría mediante devoluciones, compensaciones y pagos realizados. No obstante, a finales de 2010 aunque ya habían dejado de realizar operaciones relacionadas con su objetivo, no se celebraron los convenios de extinción respectivos, ya que quedaron pendientes de cancelar algunas operaciones: el Master Trust dejó sin firmar cuatro contratos maestros que amparan ocho operaciones y el Fideicomiso F-163 traspasó la última operación pendiente relativa al saldo de los derivados financieros en el primer semestre de 2010. En PEMEX Finance, Ltd., el mecanismo establecido para el pago del capital e intereses de la deuda por 893.3 millones de dólares obligó a PEMEX a poner a disposición de un tercero, 71.9% de la facturación de las ventas al exterior51 de crudo Maya y Altamira del orden de 18 mil 951.3 millones de dólares anualmente, equivalentes a 247 mil 479.0 millones de pesos, cifra que podría alcanzar en el periodo 2010 a 2018 un monto de 170 mil 561.5 millones de dólares, a fin que con la cobranza de esa cartera se cubran las amortizaciones de la deuda y sus intereses, y el remanente se le devuelva a PEMEX. Además, con este mecanismo, se tienen que pagar comisiones a los diversos participantes en el programa de financiamiento estructurado.

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Este es un mecanismo de securitization, generado con la aparición de los PIDIREGAS en 1995, donde Pemex en la colocación de bonos de deuda entre los inversionistas extranjeros ofrece como garantía de pago de capital e intereses una proporción de los ingresos futuros por la venta de petróleo crudo. Véase documento Vehículos Financieros de Pemex de la UEC.


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Comentarios de la UEC

Debe señalarse que aun cuando está prácticamente concluido el proceso de reconocimiento de la deuda de esos dos vehículos financieros y su cercana extinción, no hay por parte de la ASF una explicación sustantiva sobre los términos de ajuste final del pasivo contingente y el pasivo directo generado por los PIDIREGAS y de éstos dos con el cierre de operaciones de proyectos que estaban inconclusos al momento de la cancelación del esquema financiero. Está pendiente una revisión a la cancelación y finiquito por parte de PEMEX de cada uno de esos proyectos que no habían sido entregados al organismo. La entidad de fiscalización superior de la Federación debe verificar que efectivamente se concrete jurídicamente el proceso de extinción de los dos fideicomisos. Con relación a Pemex Finance, Ltd., es importante aclarar, que en la contratación de los adeudos para financiar PIDIREGAS siguió el mismo esquema de securitization del Fideicomiso F-163 y del Master Trust y que, por consiguiente, debió haber transferido el saldo de su deuda a Pemex. Al no extinguirse este vehículo financiero con nacionalidad de las Islas Caimán, podría seguir operando en paraísos fiscales y continuar realizando transacciones no registradas en el Presupuesto de Egresos y Cuenta Pública. Situación similar enfrentan el PEMEX Capital de nacionalidad norteamericana y el RepCon Lux con sede en Luxemburgo. (Véase la sección sobre vehículos financieros). Será recomendable que la ASF elabore un diagnóstico profundo sobre la experiencia histórica de contrataciones onerosas de pasivos contingentes por el gobierno al margen del Congreso, para limitar esa discrecionalidad, y que el Congreso juegue un papel de contrapeso y control más efectivo para salvaguardar los derechos de los contribuyentes, quienes en última instancia son quienes sufragan estos esquemas. Asimismo, es de la mayor relevancia que el órgano fiscalizador realice una evaluación de la racionalidad y fundamentación de los instrumentos financieros derivados, que aparecen en el Fideicomiso F/163, así como de sus riesgos.

Fondos para Proyectos de Infraestructura, AOI, FIEXy FEX. El objetivo central de estos fondos es canalizar recursos a proyectos de infraestructura de PEMEX. En relación a esta finalidad, los resultados principales de la revisión practicada por la ASF son: Antecedente relevante. Durante la revisión 2009, la ASF determinó que recursos excedentes de los fondos FIEX y FEX por 13 mil 068.8 no se canalizaron a proyectos de infraestructura. Asimismo, se constató que recursos excedentes por 1 mil 096.4 millones de pesos se incorporaron al presupuesto de los organismos subsidiarios sin pasar por estos fondos.



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Se reitera en el ejercicio 2009 la práctica gubernamental de PEMEX de la no canalización de recursos excedentes a proyectos de infraestructura. De una muestra auditada por la ASF, se determinó que recursos excedentes del fondo FEX, aplicados a 9 proyectos por 378.5 millones de pesos, no correspondieron a inversión en infraestructura. Asimismo, se utilizaron recursos por 175.1 millones del fondo FEX al pago del IVA.

Inversión de las disponibilidades de los fondos AOI, FIEX, FEX y otros. La fiscalización se orientó a evaluar el manejo financiero de las disponibilidades; los principales resultados hallados fueron: Reducción del tamaño de las disponibilidades a lo largo del año. El monto de las disponibilidades en estos fondos de recursos excedentes provenientes de 2008, representaron al 1 de enero de 2009 la cantidad de 15 mil 333.7 millones de pesos. Para el último trimestre del año, el saldo promedio de disponibilidades se redujo a 990.0 millones de pesos.

DINAMICA DE LAS DISPONIBILIDADES DE LOS FONDOS AOI, FIEX, FEX y OTROS EN 2009 (millones de pesos)

Disponibilidades Saldo inicial

Saldos trimestrales promedio

Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV

Saldo inicial 15,333.67 15,142.12 9,590.04 6,488.60 990.00

Rendimiento de los recursos por concepto de disponibilidades de los fondos. La ASF constató que las disponibilidades diarias promedio de cada fondo, más los intereses cobrados, se invirtieron en la compra de reportos gubernamentales con interés simple, con vencimiento no mayor a siete días y generaron rendimientos anuales de 620.4 millones de pesos. Es de llamar la atención que la revisión identificó que 13 mil 068.8 millones de pesos provenían del ejercicio 2006, autorizando la SHCP a PEMEX que los mantuviera en su flujo de efectivo durante 2007, generando un rendimiento de 782.9 millones de pesos. Sin comprobar la optimización de los rendimientos de las disponibilidades en relación a las estrategias de inversión instrumentadas. PEMEX no proporcionó la evidencia documental para verificar que en el manejo de los recursos se pactaron los mejores rendimientos, lo anterior debido a que la entidad fiscalizada no contó con las grabaciones de las cotizaciones efectuadas durante todo el ejercicio 2009.

Comentarios de la UEC La experiencia en el manejo de los recursos de las tesorerías públicas en México en los tres órdenes del gobierno (incluidas las tesorerías de las universidades públicas) muestra que son susceptibles al fraude financiero maquinado, por lo que es de la


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máxima prioridad vigilar de manera especial los movimientos financieros realizados por dichas tesorerías, a fin de preservar la integridad de sus operaciones y de que no se afecte la Hacienda Pública. La identificación de los fraudes financieros en las tesorerías públicas es un proceso de gran complejidad y dificultad a pesar de que pueden ser considerables los recursos públicos sustraídos. En México, poco se ha hecho para vigilar de manera sistemática esta clase de delitos de alto nivel técnico por incluir instrumentos financieros de inversión sofisticados. La mejor prueba de la relevancia de estos delitos la ofrece el caso presentado por la PGR en su Boletín No. 661/02 con fecha 26 de julio de 2002, en el que se da cuenta de un fraude financiero perpetrado a la tesorería del IMSS por 241 millones de pesos. La PGR señala lo siguiente: ―como resultado de sus gestiones ante las autoridades del Reino de España, fueron devueltos a México los fondos de las cuentas que José Luis Sánchez Pizzini tenía aperturadas en las sucursales de Madrid y Oviedo del Banco Pastor, y que ascienden a un millón novecientos seis mil ciento sesenta y ocho dólares americanos y dos mil trescientos ocho Euros‖. La vigilancia y control de las tesorerías públicas, es materia muy especializada, campo propicio para las auditorías forenses. Existen mecanismos de alta tecnología, para evitar los fraudes en las tesorerías públicas; uno de ellos es el mecanismo de las subastas electrónicas o automatizadas; otro es el sugerido por la ASF en esta auditoría de que queden grabadas las operaciones pactadas a través de las mesas de dinero. Un tercer mecanismo, es formalizar la obligatoriedad en la Ley para que las posiciones financieras de las tesorerías de los gobiernos federales y las tesorerías de los organismos y empresas públicas, tengan que ser valuadas de manera permanente por las empresas valuadoras de activos financieros, que para ese propósito gozan actualmente de la autorización de la Comisión Nacional Bancaria y de Valores. Es de llamar la atención la auditoría forense 09-D-15013-12-0675 en la que la Auditoría Superior de la Federación revisa un presunto fraude derivado de una denuncia en la que se implicaron recursos municipales del Ramo 33 transferidos al Municipio de Atizapán de Zaragoza.

Intereses y Fluctuación Cambiaria. Esta revisión tuvo como propósito fiscalizar, los movimientos de los intereses y la fluctuación cambiaria en la determinación del Impuesto al Rendimiento Petrolero (IRP) y en los Estados Financieros de PEMEX, correspondientes al ejercicio 2009. La revisión abordó, desde la perspectiva de una revisión financiera y de regularidad, temas relevantes de la estructura financiera de PEMEX, como el reconocimiento de la deuda PIDIREGA, y las operaciones financieras con derivados. Cabe señalar, que el



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IRP es un agregado de varios componentes que genera tributación por la venta de hidrocarburos.52 Los principales resultados de esta revisión son los siguientes: Monto declarado por el Impuesto al Rendimiento Petrolero. Durante 2009, PEMEX pagó la cantidad de 1 mil 866.9 millones de pesos, que resulta de aplicar la tasa de 30% al rendimiento neto (ingresos acumulables menos deducciones autorizadas) que fue de 6 mil 223.1 millones de pesos. Importancia de los intereses (devengados a favor y a cargo) y la fluctuación cambiaria (utilidad menos perdida cambiaria). De los ingresos acumulables por 156 mil 889.2 millones de pesos, los intereses devengados a favor más la utilidad cambiaria representaron 44.4% durante 2009. De las deducciones autorizadas por 150 mil 666.0 millones de pesos, los intereses devengados a cargo, más la perdida cambiaria significaron 69.8%. La diferencia negativa entre los intereses a favor menos los intereses a cargo, se incrementó, aunque fue compensado por las utilidades netas cambiarias (ganancias menos pérdidas cambiarias) positivas, lo que provocó reporte de utilidades y, por consiguiente, el pago del IRP, lo que no sucedió en 2008 en que se registraron pérdidas. De los intereses a favor y a cargo destacan las partidas relacionadas con operaciones con productos derivados y el componente de intereses de deuda de PIDIREGA. Apreciable efecto neto de los intereses pagados por deuda PIDIREGA. Para 2009, el efecto neto de los intereses del ejercicio en el rubro "Deuda documentada" fue de 39 mil 680.3 millones de pesos. Efecto neto positivo de intereses en las operaciones con Productos Financieros Derivados. El efecto neto de los Instrumentos Financieros Derivados generó una utilidad de 2 mil 153.1 millones de pesos Costo rendimiento de las operaciones de la mesa de dinero de PEMEX. El costo determinado por este concepto en el ejercicio fiscal fue de 7 mil 162.9 millones de pesos. Asunción de los pasivos PIDIREGA por PEMEX y su conversión a deuda pública directa. Con las modificaciones de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaría publicadas mediante el Decreto del 13 de noviembre de 2008, PEMEX asumió la deuda contraída por el Fideicomiso PEMEX Project Funding Master Trust (Master Trust) y el Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163 (Fideicomiso F/163). Al 1 de enero de 2009, PEMEX reconoció, como deuda directa, un pasivo del Fideicomiso F/163 por 136 mil 144.2 millones de pesos, y otro pasivo del Master Trust por 809 mil 849.9 millones de pesos.

52

Los otros componentes que generan tributación son: enajenación de gasolina y diesel, Impuesto al Valor Agregado, impuestos a la exportación de petróleo crudo, gas natural y sus derivados, IRP, importación de mercancías y otras obligaciones locales.


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Elevadas disponibilidades (inversiones en valores de corto plazo) de PEMEX. En los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2009, PEMEX reportó en el rubro de "Efectivo y equivalentes" 104 mil 548.4 millones de pesos, integrados por 80 mil 305.3 millones de pesos por concepto de efectivo y bancos, y 24 mil 243.1 millones de pesos de valores realizables. Con un tercio de estas disponibilidades PEMEX pudo haber financiado la Refinería anunciada por el Gobierno. Monto enterado del Impuesto al Rendimiento Petrolero. El entero del IRP sólo fue realizado por Pemex Corporativo y Pemex Gas y Petroquímica Básica, ya que los demás organismos subsidiarios reportaron déficit en 2009; estos organismos declararon un total de 2 mil 368.8 millones de pesos que coincidió con el registrado en la Cuenta Pública de 2009. Instrumentos Financieros Derivados (IFD) operados por PEMEX. Los resultados principales de la revisión de la ASF indican la realización de un elevado número de operaciones con instrumentos financieros derivados. Durante el ejercicio 2009, PEMEX operó 41 instrumentos financieros derivados denominados "swaps", de los cuales 2 pertenecen a swaps de tipo de interés con objeto de cobertura, 34 son swaps de tipo divisa con objeto de cobertura y 5 equity swaps con objeto de negociación. Elevado flujos de intereses a favor y a cargo generados por los instrumentos financieros. Para una muestra de 9 instrumentos financieros derivados negociados por PEMEX, y revisados por la ASF, se corroboró que los intereses a favor generados en 2009 fueron de 1.6 millones de dólares y de 853.0 millones de yenes, mientras que los intereses a cargo fueron de 81.5 millones de dólares. El valor justo (fair value) a mercado de estos instrumentos al 31 de diciembre de 2009 fue de 870.5 millones de pesos. Durante el ejercicio 2009, la ASF constató que el registro contable de la valuación mensual de IFD fue correcta, la cual generó una variación total positiva por 2 mil 408.5 millones de pesos,

Comentarios de la UEC Los instrumentos financieros derivados son operaciones técnicamente complejas, realizadas en los mercados financieros mundiales con cuatro propósitos marcadamente diferentes, que los hacen muy peculiares: a. Motivo especulación. Los Instrumentos Financieros Derivados (IFD) permiten

especular a un grupo de participantes con las variaciones de precios de los bienes (petróleo, plata, oro) y activos financieros (bonos, acciones) objeto de las operaciones financieras derivadas, en la expectativa de obtener una ganancia.

b. Motivo cobertura o protección. Los IFD permiten a un grupo de participantes obtener

compensaciones similares a las que ocurren con los seguros convencionales contra siniestros. En este caso, al realizarse operaciones con instrumentos financieros derivados, el agente económico tiene como finalidad protegerse de las variaciones



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negativas de precios. Con estas operaciones, si el precio del bien o activo objeto de la protección o seguro se reduce, el agente pierde ingresos en el mercado físico, y entonces activa el seguro financiero que le recompensa por esa pérdida.

c. Motivo arbitraje. Los IFD permiten a un tercer grupo de participantes obtener

ganancias por arbitrajes de precios. Si el precio del oro en Sudáfrica es de 1,200 dólares la onza y el precio del oro en Brasil es de 1,990 dólares la onza, la ganancia de arbitraje surge si se compra oro en Brasil y se vende simultáneamente en Sudáfrica. Diariamente se realizan cientos de miles de operaciones de arbitrajes con instrumentos financieros en los mercados financieros mundiales. Se dice que las operaciones de arbitraje no tienen riesgo financiero, lo cual es falso como mostraremos más adelante.

d. Motivo intermediación. Los IFD permiten a un grupo de agentes económicos otorgar

y solicitar préstamos, los cuales no son visibles en los mercados. Este motivo es el más difícil de entender y se basa en la idea de que todos los bienes que se negocian en los mercados tienen una tasa de interés, que puede ser explícita (constatable de manera directa) o implícita que sólo puede verificarse de manera indirecta. Se puede demostrar que una operación realizada en un mercado físico, por ejemplo la plata, combinada con una operación de cobertura con un producto derivado financiero genera una operación global de préstamo. Mediante este tipo de operaciones implícitas, los bancos suizos pueden abrir cuentas en oro las cuales pagan un interés, este interés es generado por la cuenta en oro combinada de una operación de contado, con una operación financiera derivada, digamos un contrato de futuros en oro.

Los instrumentos financieros derivados (IFD) pueden ser utilizados como un seguro de precios con efectos benéficos para quien así los emplea, aunque manejados sin cuidado pueden significar riesgos graves. Sin embargo, empleados bajo las otras tres variantes los riesgos son enormes. La peculiaridad contradictoria de los productos financieros derivados se revela en los hechos siguientes. Por un lado, fueron un factor importante en la crisis financiera internacional que estalló en 2007, y estuvo a punto de causar una segunda depresión mundial como la de 1929, y por otro lado, como cobertura de seguro de precios la cual le permitió al gobierno de México a cambio de realizar un pago de 1 mil 500 millones de dólares (costo de la cobertura financiera con productos derivados) un resarcimiento en diciembre de 2009 por 5 mil 084.9 millones de dólares. Con estos recursos la SHCP financió en parte la brecha fiscal para el ejercicio 2009. Precaución con los resultados. Si a la SHCP los productos financieros derivados (compra de contratos PUT) le permitieron en 2009 resarcimientos monetarios relevantes al cubrir ingresos de la cantidad de producción de petróleo extraída por PEMEX por 330 millones de barriles de petróleo crudo, a la empresa alemana Metallgesellschaft Refining and Marketing AG (MG) vinculada con la comercialización del petróleo, las


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operaciones financieras derivadas que realizó como cobertura y que involucraron 150 millones de barriles fueron causa de su bancarrota al registrar pérdidas en esas operaciones por la cantidad de mil millones de dólares. Las pérdidas de MG implicaron que la dirección de la empresa y su consejo de administración, tuvieran que renegociar pasivos por 1.9 miles de millones de dólares con 120 entidades bancarias.53

Lo anterior indica que las operaciones financieras con derivados pueden ser valiosas, pero conllevan riesgos, aún en las operaciones de cobertura que pueden resultar devastadores, por lo que su instrumentación y operación debe ser en extremo cuidadosa. Aun utilizando las operaciones con instrumentos financieros derivados en la forma de arbitraje financiero, se puede demostrar que el riesgo no es cero. Al respecto tenemos la experiencia de las pérdidas incurridas en 1997-1998 por el famoso Fondo financiero internacional Long Term Capital Managment (LTCM), el cual estaba dirigido por diestros operadores financieros, dos premios nobel de economía, un equipo de matemáticos con prestigio técnico mundial, expertos en arbitraje, y exreguladores financieros, que diseñaron sistemas de control de riesgos basados en una matemática altamente sofisticada que implicó el uso del cálculo estocástico. Este fondo, conocido como el Roll Royce de los fondos de inversión mundial realizó arbitrajes selectivos con instrumentos financieros derivados y con instrumentos financieros directos, llegando a generar rendimientos anuales de 40%. Sin embargo, en 1997, con la crisis asiática y la moratoria rusa, el fondo se colapsó perdiendo en los primeros cuatro meses de 1998 la cantidad de 4.6 miles de millones de dólares. El Banco de la Reserva Federal de Nueva York organizó un rescate financiero con el apoyo de Alan Greenspan por 3.6 miles de millones de dólares a fin de evitar un colapso de los mercados financieros en el que participaron un conjunto de 15 instituciones financieras (bancos y firmas de correduría) de Wall Street.54 Finalmente, la utilización de los instrumentos financieros derivados en la modalidad de préstamos implícitos generó dos colapsos financieros en dos áreas geográficas distintas, Suiza con el banco UBS, y México con Banpaís. El UBS perdió en operaciones sintéticas de préstamos implícitos y arbitrajes con el LTCM 1 mil millones de dólares. La otrora legendaria institución bancaria Suiza tuvo que recibir inyección de cuantiosos recursos gubernamentales y después fue obligada fusionarse con el Credit Suisse. Por su parte, Banpaís realizó una cuantiosa cantidad de operaciones sintéticas con coberturas cambiarias, que le permitieron financiar su expansión crediticia. Con la

53

Ver los artículos de Terrence Roth escritos para el diario Wall Street Journal (WSJ): y a) ―Metallgesellschaft Sets Shareholder Vote Despite Worries over Financial Package,‖ WSJ, Enero 14, 1994, b) ―German Firm’s Bailout Package Gets Approved,‖ WSJ, 17 de enero de 1994, 54

Las instituciones participantes fueron: Bankers Trust, Barclays, Chase, Credit Suisse First Boston, Deutsche Bank, Goldman Sachs, Merrill Lynch, J.P.Morgan, Morgan Stanley, Salomon Smith Barney, UBS, Société Générale, Lehman Brothers, y Paribas.

http://en.wikipedia.org/wiki/Bankers_Trust

http://en.wikipedia.org/wiki/Barclays

http://en.wikipedia.org/wiki/Chase_Manhattan_Bank

http://en.wikipedia.org/wiki/Credit_Suisse_First_Boston

http://en.wikipedia.org/wiki/Deutsche_Bank

http://en.wikipedia.org/wiki/Goldman_Sachs

http://en.wikipedia.org/wiki/Goldman_Sachs

http://en.wikipedia.org/wiki/Merrill_Lynch

http://en.wikipedia.org/wiki/JPMorgan_Chase

http://en.wikipedia.org/wiki/Morgan_Stanley

http://en.wikipedia.org/wiki/Salomon_Smith_Barney

http://en.wikipedia.org/wiki/UBS_AG

http://en.wikipedia.org/wiki/Soci%C3%A9t%C3%A9_G%C3%A9n%C3%A9rale

http://en.wikipedia.org/wiki/Lehman_Brothers

http://en.wikipedia.org/wiki/Paribas



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devaluación del peso, y el avance de la cartera vencida, las pérdidas de las operaciones derivadas sintéticas de Banpaís se multiplicaron generando un quebranto que superó los mil millones de dólares. Finalmente Banpaís, después de ser saneado por el FOBAPROA, la parte del Good bank fue vendida a Banorte y la parte del Bad Bank se traspasó al IPAB para su administración; el contribuyente no recibió utilidades del Good Bank vendido a Banorte, pero en cambio fue quien aportó los recursos para absorber las pérdidas del Bad Bank. En adición a lo anterior, los instrumentos financieros derivados por su complejidad operativa, presentan importantes riesgos operativos. El banco inglés Baring se colapsó en 1995 con la realización de operaciones financieras derivadas a partir de un error operativo (operacional risk). Las pérdidas del banco ascendieron a 1.4 mil millones de dólares americanos, el doble del capital del banco. El Banco Central de Inglaterra luego de evaluar las pérdidas y analizar el riesgo sistémico llegó a la conclusión que lo mejor sería su quebranto y no trasladarle pérdidas al contribuyente. Barings a pesar de las protestas de los miembros de la Cámara de los Lores de Inglaterra, fue declarado insolvente el 26 de febrero de 1995. Simbólicamente el banco fue comprado por ING, una institución financiera holandesa, por 1 dólar haciéndose ésta cargo de todos los pasivos de Barings a cambio de una ganancia futura, hechos tangibles y demostrables que la Sociedad Hipotecaria Federal parece ignorar de la practica financiera internacional al proceder al rescate en 2008 y 2009 de Intermediarios Financieros No Bancarios. Es importante señalar, que en la revisión efectuada por la ASF, se constató que PEMEX durante el 2009 utilizó instrumentos financieros derivados para cubrir riesgos financieros asociados a sus operaciones. Los instrumentos financieros derivados que tiene contratados el PEMEX para realizar las operaciones de administración de riesgos son: Swaps cruzados de moneda o de divisa (Cross Currency Swaps), Swaps de tasa de interés y Equity Swaps de acciones y de opciones. La ASF señala en su revisión lo siguiente ―El objeto de contratación de un instrumento derivado puede estar asociado a cobertura, negociación (especulación) y arbitraje. PEMEX opta por Instrumentos Financieros Derivados (IFD) con fines de negociación cuando los mantiene con la intención original de negociar una tasa de interés con una renta variable, en base a los cambios en su valor razonable; y con fines de cobertura cuando pretende compensar alguno o varios de los riesgos financieros generados por una transacción o conjunto de transacciones asociadas con una posición primaria, ya que la cobertura neutraliza los riesgos financieros en un mercado potencialmente volátil. Por otro lado, la normativa en materia de administración de riesgos de PEMEX señala que los instrumentos financieros derivados deben ser utilizados con fines de cobertura y en otro caso deben ser aprobados conforme a la normativa vigente.


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La ASF no tuvo mayores observaciones respecto a los instrumentos financieros derivados operados por PEMEX, ante lo cual la UEC concluye y recomienda lo siguiente:

a) La ASF sólo considera 3 modalidades de realización de operaciones con instrumentos derivados y no las 4 que realmente existen, lo que puede generar una evaluación incompleta de las operaciones financieras derivadas.

b) Dada la creciente escala de operaciones con derivados financieros que realiza el Estado en los tres órdenes de gobierno, los órganos de fiscalización, especialmente la ASF, deben organizar un área especializada para la evaluación de esos productos. Sin duda, es el gobierno quien realiza las operaciones más significativas con instrumentos financieros derivados en el país, a través de la SHCP, Banxico, los bancos de desarrollo, la CFE, los gobiernos estatales, y algunos municipios importantes, lo que confiere la necesidad de una comprensión cabal de estas operaciones por los fiscalizadores del país, en primer lugar la ASF.

Las operaciones financieras derivadas están incrementando la escala y complejidad de las mismas en México y el mundo, detectándose operaciones financieras derivadas, de primera, segunda, tercera y cuarta generación, como los derivados exóticos y las operaciones estructuradas. Los derivados incluyen las operaciones de bursatilización. Respecto a esto último, cabe señalar las operaciones financieras realizadas a través de un Fideicomiso entre la Casa de Bolsa Protego y diversas entidades federativas con montos que involucraron recursos por 40 mil millones de pesos en 2009.

c) Las operaciones de cuarta generación con derivados (más las que se acumulen) están siendo realizadas por los bancos extranjeros radicados en México, en operaciones crediticias con empresas mexicanas, que no aparecen en los balances que proporciona la CNBV, lo que indica que esas autoridades están siendo rebasadas por la dinámica de estas operaciones financieras. Sólo una supervisión financiera consolidada seria puede identificar esa clase de operaciones, por lo que la UEC, una vez más recomienda que la ASF incluya un enfoque de fiscalización cuyo propósito sea evaluar el trabajo que realizan los reguladores y supervisores financieros en materia de supervisión financiera consolidada.

d) Se reitera la propuesta de valorar la creación de la Comisión de Moneda y Banca en el Congreso, que de seguimiento especializado a estos mercados financieros, cuyos riesgos ya fueron materializados en México después del FOBAPROA con las pérdidas experimentadas por varios corporativos mexicanos que especularon en contra del peso con instrumentos derivados financieros, como las empresas: Grupo Modelo, Comercial Mexicana, Gruma, etcétera.



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Operaciones del Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura

(FEIIPEMEX). Este Fondo tiene por objetivo realizar inversiones a efecto de ampliar la infraestructura de refinación de PEMEX en territorio nacional. Esta importante revisión arrojó los siguientes resultados: Inversiones del fondo a tasa cero de rendimiento. El FEIIPEMEX empezó a recibir recursos el 13 de agosto de 2007, por parte del Gobierno Federal, los cuales se mantuvieron depositados en la TESOFE a tasa cero hasta el 28 de enero de 2008.

Balance de recursos del FEIIEPEMEX. Al 31 de diciembre de 2009, mantenía recursos en inversiones por 30 mil 590.2 millones de pesos. Reducidos recursos autorizados para la ampliación de la infraestructura de refinación de Pemex. Se autorizó a Pemex Refinación disponer de 490 millones de pesos del FEIIPEMEX, para llevar a cabo los estudios de preinversión; las ingenierías conceptual y básica; y la administración y supervisión asociadas a estas actividades en 2009, mismo que estuvo sujeto a la ubicación definitiva de la nueva refinería en territorio mexicano. Al 31 de diciembre de 2009, el FEIIPEMEX había transferido a Pemex Refinación únicamente 17.8 millones de pesos, equivalentes al 3.6% del gasto autorizado que ascendió a 490.0 millones de pesos en 2009. Asimismo, Pemex Refinación reservó recursos por 454.0 millones de pesos autorizados, que no fueron utilizados en 2009, mismos que servirían para cubrir la ejecución del estudio de preinversión, en los primeros meses de 2010. Reducción de recursos del FEIIEPEMEX. Se decretó autorización para la transferencia de recursos del FEIIPEMEX por 20 mil millones de pesos al presupuesto de PEMEX y sus organismos subsidiarios, para destinarse a cubrir gastos de operación para el 2010.

Comentarios de la UEC En la revisión la ASF señaló que el Comité Técnico del Fideicomiso del FEIIPEMEX, en 2009, estuvo integrado por un presidente, un delegado especial, dos vocales propietarios y dos suplentes e invitados permanentes. Todos los miembros del Comité Técnico son funcionarios de PEMEX, de la SHCP y de la SENER. En virtud que al 31 de diciembre de ese año el Fondo disponía de 30 mil 590.2 millones de pesos, cantidad invertida en bonos gubernamentales, y que la construcción de la refinería en Hidalgo se ha retrasado, sería altamente recomendable que fuera miembro de ese Comité Técnico uno de los Consejeros Independientes que la reforma a PEMEX habilitó para evaluar el desempeño de la paraestatal, a efecto de que vigile el cumplimiento del mandato de que el FEIIEPEMEX cumpla con el objeto para el que fue


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creado, que es el de ampliar la infraestructura de refinación. Sin esta presión continuará el desfase en la construcción de la nueva refinería, cuyos recursos fueron autorizados por la Cámara, y proseguirá la política de vender petróleo crudo e importar gasolina y petróleo refinado, situación que comienza a ser insostenible. La UEC recomienda que la ASF evalúe, con el marco legal vigente, la posibilidad de fincar responsabilidades a los funcionarios que decidieron mantener invertidos en tesorería recursos del FEIIPEMEX en vez de utilizarlos en la ampliación de la infraestructura de refinación que requiere el país. Se recomienda, asimismo, como mecanismo de solución para la situación prevaleciente, que la Comisión de Vigilancia revise y promueva un punto de acuerdo a través del cual se obligue al FEIIPEMEX y a su Comité Técnico a que cumplan con la aplicación de los recursos que den como resultado la ampliación de la infraestructura de refinación de PEMEX. Asimismo, deberá investigarse la práctica de transferir recursos del FEIIPEMEX que originalmente se destinaron a ampliar la infraestructura de PEMEX Refinación, a Pemex y organismos de la paraestatal para sufragar gastos operativos, en virtud de que esta transferencia es contraria a la voluntad de la Cámara de otorgarle recursos a PEMEX para construir una refinería, situación que demuestra una vez más la discrecionalidad del Gobierno Federal de ejercer los recursos presupuestarios al margen de lo dispuesto por el Congreso. PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (PEP) Hay dos revisiones de desempeño relacionadas con la Quema de Gas y con los Finiquitos de los Proyectos de PEP; tres financieras y de cumplimiento, dos de ellas sobre los Derechos a los Hidrocarburos, y otra relacionada con la Reserva para Contingencias Ambientales; un gran número de revisiones son de inversión física entre las que destacan varias con dictamen negativo; son de mencionarse por su importancia las del Sistema de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Construcción de Plataformas Recuperadoras del campo Cantarell, Contratos de Adjudicación Directa y Procesos de Licitación y Construcción, Perforación de Pozos Proyecto Chicontepec, Contratos de Arrendamiento, Rehabilitación y Mantenimiento de Plataformas y Construcción de Infraestructura y de Ductos.

Quema de Gas

La ASF comprobó que los niveles de quema de gas estimados en 1 mil 031.4 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), que incluyen nitrógeno, reportados en 2009, representaron 14.7% de la producción diaria de gas que fue de 7 mil 030.7 MMpcd, con lo que México se colocó dentro de los veinte países con mayor volumen de quema de gas a nivel mundial; estos volúmenes derivan de fallas operativas en instalaciones, insuficiente infraestructura, falta de desarrollo tecnológico e inversión en equipos para



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procesar, almacenar y distribuir el volumen de gas asociado, y elevados volúmenes de gas en la zona de transición gas-aceite contaminados con nitrógeno. La ASF estableció, que por cada barril de petróleo crudo producido por PEP, se reportaron 0.63% de metros cúbicos de gas quemado o enviado a la atmósfera, lo que ubicó a México dentro de los países que quema menos de 1% de gas por barril producido. Sin embargo, no se han llevado a cabo las acciones para disminuir los niveles de quema de gas a los niveles de países como Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Reino Unido, Estados Unidos, Noruega, y la Unión Europea. El órgano de fiscalización superior de la Federación, determinó que la entidad fiscalizada no cuenta con un plan estratégico integral e institucional para reducir la quema y venteo de gas, pues sólo existen dos Planes Rectores de Aprovechamiento de Gas en las regiones marinas Noreste y Suroeste; en 2009 no realizó inversiones y estrategias de infraestructura orientadas a mejorar la eficiencia operativa para reducir los niveles de quema de gas, los cuales se incrementaron en 644.12 MMpcd, equivalente a 166.3%, en el periodo de 2000 a 2009, a pesar que los niveles de producción de petróleo crudo tienden a la baja.

Normatividad en la Elaboración de Finiquitos de Proyectos de PEP La ASF determinó, en esta revisión de desempeño, que en varios de los contratos de servicios y proyectos de desarrollo de obras estratégicas, PEP realizó la verificación de los trabajos después del plazo indicado; incumplió con las fechas de terminación de los servicios del Instituto Mexicano del Petróleo; no se encontró soporte documental de la terminación de los servicios; no entregó el Acta Entrega-Recepción Final; incumplió en las fechas de finiquito y con el mínimo indicado; en el proyecto KMZ no se entregó programa detallado de ejecución de los trabajos y erogaciones; no se presentaron justificaciones para modificar órdenes de servicio; se ejecutaron menos horas-hombre que las contratadas; no se encontraron soportes de pago de acuerdo a lo programado; se celebraron convenios no justificados con dictamen técnico; se dejaron de ejercer recursos respecto del monto contratado; y no existe la nota de cierre de bitácora, entre otros aspectos.

Fiscalización de los resultados al Programa de Derechos Ordinarios Sobre Hidrocarburos.

Reducción de los Derechos sobre los Hidrocarburos. Se constató que por este concepto se registró, para el ejercicio fiscal 2009, un monto de 497 mil 963.9 millones de pesos, cantidad inferior en 44.7% de la recaudación obtenida en 2008 que fue de 900 mil 826.2 millones de pesos.

Pagos por actualizaciones y recargos por retraso de Pemex en declaraciones a la SHCP. La ASF corroboró que por 20 declaraciones complementarias la paraestatal pagó 201.9 millones de pesos por concepto de actualización y 446.4 millones de pesos


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por concepto de recargos, en virtud de que las declaraciones por Derechos Ordinarios sobre Hidrocarburos se presentaron hasta marzo de 2010.

Derecho Único Sobre Hidrocarburos. Elevado número de campos abandonados. De 144 campos existentes en el inventario original, en el inventario actualizado quedaron 61 campos, es decir 83 campos menos. Montos de Derechos Únicos sobre Hidrocarburos (DUSH). La ASF corroboró que con base en la información, PEP determinó como base para el cálculo de los DUSH la cantidad de 4 mil 448.6 millones de pesos, correspondientes al valor de la extracción de petróleo crudo y gas natural, de donde determinó el DUSH por 2 mil 558.5 millones de pesos. De ese total se restan 1 mil 794.6 millones de pesos por el total de gastos de los campos abandonados y en proceso de abandono, quedando 135.5 millones de pesos de recursos excedentes. Aplicación de los recursos excedentes. PEMEX PEP no destinó los 135.5 millones de pesos a un Fondo de Inversión en Exploración y Producción para financiar proyectos registrados ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, aprobados por la Secretaría de Energía, para inversiones en exploración, explotación, almacenamiento y transporte de petróleo y gas.

Construcción de Plataformas Recuperadoras de Pozos del Proyecto de Infraestructura Adicional del Campo Cantarell en la Sonda de Campeche, Golfo de México.

Mediante licitación internacional, se otorgó a la empresa Construcciones y Equipos Latinoamericanos, S.A. de C.V., la construcción de plataformas recuperadoras de pozos, plantillas (templetes), puentes y trípodes para las localizaciones adjuntas a los octápodos Akal GP y Akal H que forman parte del proyecto de infraestructura adicional del campo Cantarell en la Sonda de Campeche por un monto de 323.1 millones de pesos y 13.0 millones de dólares con un periodo de ejecución del 12 de diciembre de 2008 al 8 de agosto de 2009. Los resultados principales determinados fueron: Incumplimiento de los términos originalmente pactados. Debido a suspensiones parciales se retrasaron las estructuras Akal TGP2 Akal TH, por 132 y 221 días naturales respectivamente por causas imputadas a la entidad fiscalizada al no disponer de condiciones para transportar las estructuras. Modificaciones sustantivas en montos, porcentajes y fecha de entrega al contrato original. En monto, el contrato en pesos se incrementó en 188.4% al pasar de 323.1 millones de pesos a 608.8 millones; en dólares el incremento fue significativo (cerca de 2 mil 400 por ciento) al pasar de 13 a 312 millones de dólares.



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MODIFICACIONES A LOS TÉRMINOS DEL CONTRATO

Variaciones

Monto (millones)

Pesos Dólares

Términos originales en montos 323.1 13.0

Reducciones 48.3 0.2

Ampliaciones 19.3 5.8

Ampliaciones 637.8 306.3

Términos finales en montos 931.9 324.9

Incremento

Absoluto 608.8 311.9

Relativo 188.4% 2,399.2%

Periodo original de ejecución: 12 de diciembre 2008 al 8 agosto 2009

Periodo original de ejecución: 12 de diciembre 2008 al 15 febrero de 2010

Mala planeación en la ejecución de la obra. La ASF determinó deficiencias en la planeación y programación de los trabajos, ya que la entidad fiscalizada no consideró las acciones previas, simultáneas y posteriores a la ejecución de las obras públicas a su cargo que permitieran ejecutar ininterrumpidamente los trabajos hasta su conclusión. Aplicación de deductivas a los contratos por parte de PEMEX. La ASF determinó que se solicitó a la entidad fiscalizada la documentación justificativa o comprobatoria de los resarcimientos de las deductivas que aplique a la contratista por concepto de ajustes de costos por montos de 13.7 millones de pesos y 932.1 miles de dólares, más los intereses generados, sin constar todavía la documentación que ampare las deductivas. Recuperaciones probables. Se determinaron recuperaciones probables por 25.9 millones de pesos.

Comentarios de la UEC Quedan sin explicar en la revisión, el crecimiento sustantivo en los montos en pesos y dólares de los contratos relacionados con estas obras. Es de llamar la atención que en pasadas revisiones, la ASF había señalado para diversos proyectos PIDIREGAS las tres características que presenta la ejecución de este tipo de obras: a) mala planeación en la ejecución del programa b) incrementos sustanciales en montos de los proyectos respecto de los presupuestos originales, c) retrasos respecto a las fechas de entregas de los proyectos por contratistas privados y d) deductivas o ajustes a los contratos y penalizaciones subóptimas. Sería conveniente que la ASF dimensionara globalmente esta problemática que se traduce en graves dispendios en la ejecución de obras en Pemex, y que trabajara de manera urgente y prioritaria con la Secretaría de la Función Pública, a efecto que se controlen con verdadera efectividad los gastos asociados a los proyectos con el propósito de incrementar la productividad de PEMEX para beneficio de la población.


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Los ahorros derivados de un control meticuloso por parte de la ASF y la SFP pueden ser cuantiosos, de otra manera no se explica la enorme deuda generada acumulada por los proyectos PIDIREGAS sin que sea compensada con una mayor producción e ingresos de PEMEX. Al respecto, el resultado es negativo, ya que existe mayor deuda PIDIREGA por recursos destinados a la producción, sin que éstos se hayan incrementado; por el contrario, ha habido decrecimiento de reservas probables y con una tendencia declinante en la producción.

Pemex-Exploración y Producción Contratos de Adjudicación Directa de Inversión Física.

Participación de los contratos de adjudicación directa en el total contratado por PEMEX PEP durante 2009. Los contratos asignados por el procedimiento de adjudicación directa en inversión física de PEP ascendieron a 26 mil 237.6 millones de pesos, cantidad que representó el 12.5% de la obra contratada (La ASF revisó el 37%). Subjercicio probable. La ASF constató que PEMEX Exploración y Producción formalizó un total de 333 contratos, de los cuales no se ejerció un importe por de 3 mil 354.9 millones de pesos del monto contratado. La entidad auditada no justificó la observación para 332 contratos. Contratos que excedieron los máximos montos permitidos por la normativa para los procedimientos de adjudicación directa. Se constató que PEMEX Exploración y Producción formalizó mediante el procedimiento de adjudicación directa contratos por un monto de 26 mil 237.6 millones de pesos en el ejercicio 2009; sin embargo, del análisis de una muestra de 29 contratos por un monto de 2 mil 388.0 millones de pesos, que representa el 9.1% del total devengado, se obtuvo que en 15 de ellos se excedieron los montos máximos permitidos para este tipo de contratación en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2009.

Contratos de Arrendamiento de Plataformas de Perforación

Los estudios de factibilidad realizados por PEP para el arrendamiento de dos plataformas de perforación, no respaldan que en la toma de decisiones se haya incluido la alternativa más económica, ni garantizado la rentabilidad financiera de mayor beneficio, ya que en su cálculo se cometieron errores que favorecieron la opción de la renta diaria, en lugar de la opción a compra; asimismo, no presentó la justificación documental de los pagos efectuados por los conceptos de desmovilización y movilización de una plataforma.

Perforación de Pozos Proyecto Chicontepec

El Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG) tiene como propósito acelerar la recuperación de un volumen de 3 mil 371 millones de barriles diarios de aceite y



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4,063 miles de millones de pies cúbicos de gas natural entre 2009 y 2023 mediante la perforación de 18 mil 494 pozos de desarrollo y 30 mil 662 reparaciones mayores. En el ejercicio fiscal se contempló la perforación de 952 pozos de desarrollo y 827 pozos de terminación, en la zona de mayor producción de aceite y de gas natural. La ASF revisó cuatro contratos de obra pública que estuvieron vigentes en 2009, que amparan la ejecución de trabajos integrados para la perforación y terminación de pozos en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo.

No. Contrato Empresa adjudicada Fecha de Adjud. Tipo Adj. Período Ejec. Zona Monto MP Monto MD

424049801 Dowell Schlumberger de México, SA de CV

Drillers Technology de México, SA de CV 01-Abr-09 Pública abr 09-jun 12 Golfo, PAQ IV 2,934.6 486.9

424049806 Weatherford de México, SA de CV 06-Abr-09 Pública abr 09-jul 12 Golfo, PAQ III 2,066.7 507.6

424049810 Zapata Internacional, SA de CV 17-Jul-09 Directa jul 09-jul 11 Golfo, PAQ VII 368.7 107.5

424049811 Servicios Integrales GSM, S de RL 17-Jul-09 Directa jul 09-jul 11 Golfo, PAQ VIII 203.5 119.9

Nota: MP, millones de pesos y MD, millones de dólares.


CONTRATOS PEP PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOSProyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec)

En su revisión, la ASF consideró que PEP no alcanzó en el ejercicio fiscal 2009 los objetivos y metas planteados en el estudio de costo-beneficio del PATG de 2008, ya que sólo se ejecutó 79.4% del proyecto, lo que hace inconsistente el avance con el monto y plazo de inversión por lo que tendrá que replantearse metas y fechas del proyecto. La entidad fiscalizada no se ajustó a los plazos establecidos en los procedimientos de entrega, revisión, autorización y pago de estimaciones; no puso a disposición de los contratistas los inmuebles en que debieron llevarse a cabo los trabajos de dichos contratos; no tuvo una adecuada planeación, toda vez que los contratos de obra pública no se ejecutaron hasta su conclusión; no alcanzó las metas de perforación, ya que se perforaron 127 pozos de 226 programados y de la muestra revisada por 1 mil 086.9 millones de pesos, que refleja el monto ejercido, significó un avance de 2.8%; los montos erogados en 2009 resultan insuficientes para alcanzar las metas de perforación; no hay montos anuales a erogar en cada uno de los proyectos; y no hay penalizaciones a los contratistas por el retraso.

Comentarios de la UEC Como podrá verificarse en la sección correspondiente al análisis de la problemática del PATG, la zona donde están ubicados los yacimientos del Proyecto son de muy compleja y costosa extracción y recientemente la empresa certificadora de reservas de Pemex acotó sensiblemente a la baja la reserva del PATG. Asimismo, se han destinado montos importantes de presupuesto y los volúmenes de petróleo crudo y gas natural son muy bajos, muy probablemente estas sean en parte las explicaciones del incumplimiento de metas. Este es un proyecto de muy alto costo y bajo beneficio que, no obstante, está redituando una rentabilidad muy atractiva para los contratistas.


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Procesos de Licitación para Contratar la perforación de Pozos. Se revisaron los procedimientos de licitación y de adjudicación directa de 33 contratos de obras públicas que Pemex Exploración y Producción, por conducto de sus gerencias de Perforación y Mantenimiento de Pozos divisiones Norte, Sur y Marina de la Subdirección de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, celebró con diversas empresas durante el ejercicio de 2009 para que realizaran trabajos de perforación de pozos.

De los 33 contratos revisados, 30 se celebraron mediante Licitación Pública Internacional, y 3 por medio de adjudicación directa. El monto total revisado en pesos ascendió a 16 mil 086.6 millones de pesos, y en dólares ascendió a 3 mil 034.3 millones de dólares. La ASF emitió un dictamen limpio al ceñirse a revisar la comprobación de si los contratos celebrados se ajustaron a la normatividad aplicable.

CONTRATOS REVISADOS POR LA ASF EN 2009

Contratista Importe

Pesos Dólares

Protexa Servicios y Suministros Industriales Silmar 183.41 75.54

Schlumberger Offshore Services (México) a/ 8,306.20 18.08

Integradora de Perforaciones y Servicios 37.03 20.94

Pd Oilfield Services Mexicana 32.40

Servicios Integrales GSM BJ Services Company Mexicana Swecomex 1,432.00 279.90

Hot Hed Oil Tool 0.69 3.95

Perfolat de México American Oil Tools 42.80 100.40

M.I. Drilling Fluids de México 157.10 18.20

Industrial Perforadora de Campeche 293.50 53.70

Halliburton de México 2,128.60 625.30

Compañía Perforadora México 32.76 50.86

Zapata Internacional 157.50 38.40

Baker Hughes de México B.H. Services, Baker Hughes Operations México, BJ Services Company Mexicana

461.20

Weatherford de México Meyer & Associates 3,315.00 1,255.40

Monto total 16,086.59 3,034.28

Por Licitación Pública Internacional 16,012.39 2,925.78

a/ incluye las entidades siguientes: Schulemberger offshore Services, Dowell Schulemberger de México. Incluye un contrato conjunto con M.I. Drilling Fluids.


El valor de los 33 contratos revisados ronda los 50 mil millones de pesos; varios de estos contratos fueron programados para iniciarse desde 2004, algunos en 2006, otros en 2007 y 2008, y unos pocos en 2009, con periodos de ejecución variable entre 181 días y 1,096 días. Por lo tanto, varios de estos contratos debieron finiquitarse antes de



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2009, otros durante 2009 y algunos, los menos, después de 2009. Cabe señalar que la finalidad de estos contratos es incrementar la producción petrolera de PEMEX en virtud de que se trata de trabajos para la exploración de pozos. Entre el periodo 2004 y 2009 fechas en que se programaron los contratos, se observó un significativo descenso en los indicadores de la producción de Pemex. Entre 2004 y 2009, la producción de petróleo crudo se redujo en 781 miles de barriles diarios. En el mismo periodo, las reservas totales y las reservas probadas mostraron retrocesos significativos. No obstante que el número de pozos en explotación se incrementó, los campos descubiertos con reservas probadas permanecieron estancados, y en grave declive la producción total promedio de hidrocarburos por pozo, la cual se redujo en 34.1% entre 2004 y 2009. Por lo anterior, es de la mayor importancia que la ASF realice una evaluación de desempeño permanente y asidua de la productividad y de la evolución de los indicadores de costo beneficio de los 33 contratos revisados en esta auditoría normativa, no sólo por los costos involucrados que se aproximan a 50 mil millones de pesos, sino por la necesidad absoluta de que sean productivos estos contratos y no constituyan un costo hundido como hasta ahora lo ha sido. Cabe señalar, que 3 entidades representaron el 85% del total de contratos en pesos, y similarmente 3 entidades representaron el 76.8% de los contratos en dólares.

Procesos de Licitación y Construcción. La ASF fiscalizó la gestión financiera de los recursos federales canalizados a la elaboración, estandarización y supervisión del proyecto, a fin de comprobar que las inversiones físicas se planearon, programaron, presupuestaron, licitaron, contrataron y ejecutaron conforme a la legislación aplicable. Los hallazgos principales identificados por el órgano de fiscalización superior fueron los siguientes:

Conceptos 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Producción de petróleo crudo ( miles de barriles diarios) 3,382.9 3,333.3 3,255.6 3,075.7 2,791.6 2,601.5 Reservas totales de hidrocarburos (millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

( 48,041.0 46,914.1 46,417.5 45,376.3 44,482.7 43,562.6

Reservas probadas de hidrocarburos (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) ) 18,895.2 17,649.8 16,469.6 15,514.2 14,717.2 14,307.7 Número de pozo en explotación 5,286 5,683 6,080 6,280 6,382 6,890

Campos descubiertos con reservas probadas 24 16 13 14 14 13 Producción promedio de hidrocarburos total por pozo (barriles diarios) 833 774 729 699 622 549

Fuente: UEC con base en datos de Pemex.

INDICADORES PETROLEROS DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN ( PEP ) , 2004 - 2009


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Incremento de monto y extensión de los plazos de los contratos, y existencia subejercicios. En algunos contratos revisados se detectaron gasto sub-ejercido fluctuando entre 20 y 44%. En la mayoría de los contratos revisados se incrementaron los montos de recursos programados en los contratos, en algunos casos de manera sustancial. Asimismo, hubo extensiones en los plazos de entrega en un gran número de casos.

Número Monto ejercido

de (millones)

contrato Pesos Dólares Inicial Término pesos

420829800 168.9 No se especifica

420826805 A No se especifica

420827809 54.2 19-Ene-07 30-Sep-08

Instituto Mexicano del Petróleo

Convenio entidades 30.1

420829801 SOE-7128 16.9 01-Abr-09 27-Dic-09


Convenio entidades 9.9

420829804 30 30-Jun-09 31-Dic-09

Corporación Mexicana de Investigación y Materiales

S.A. de C.V Convenio entidades 51.5 30-Jun-10

420829806 19.5 04-Ago-09 31-Dic-09


S.A. de C.V Convenio entidades 23 31-Mar-10

420829808 12.9 17-Ago-09 14-Dic-09


S.A. de C.V., Convenio entidades 14.5 18-Feb-10

420828800 49.9 31-Mar-08 30-Mar-09


S.A. de C.V Convenio entidades 51.8 29-Jun-09

4208 29 807 6.2 12-Ago-09 09-Dic-09 "Grupo Especializado en Obras Marinas S.A. de C.V." LPN 13.9 /b 30-Jun-10

4208 29 809 18.4 10-Oct-09 31-Dic-09

"SACMAG de México S.A de C.V", "CPI Ingeniería y

Administración de Proyectos S.A. de C.V., y Grupo

Especializado en Obras Marinas, S.A. de C.V., LPN 20.6/b 19-Feb-10

4208 29 810 29.4 10-Oct-09 31-Dic-09

" Grupo Profesional Planeacion y Proyectos S.A de

C.V

Invitación a cuando

menos tres 46.8/b 30-May-11

4208 29 812 6 10-Oct-09 31-Dic-09

"CPI Ingeniería y Administración de Proyectos, S.A.

de C.V.",


menos tres 8.2/b 12-Jul-10

4208 27 808 36.4 08-Ago-07 06-Ago-08 "SACMAG de MÉXICO S.A DE C.V.",


menos tres 64.7 28-Ago-09

4208 27 805 49.9 24-Jul-07 22-Jul-08

"VISIÓN INTEGRAL GENERADORA DE EMPRESAS

NACIONALES S.A DE C.V.", Directa 59.7 13-May-09

4208 29 805 0.588 27-Jul-09 23-Dic-09

"Grupo Profesional Planeación y Proyectos S.A de

C.V"., Directa 0.488 15-Mar-10

4208 29 811 6.1 10-Oct-09 31-Dic-09

"Inelectra North América S.A. de C.V" y Grupo

Especializado en Obras Marinas, S.A. de C.V.,


menos tres 7.6 30-Abr-10

4208 27 807 44.1 08-Ago-07 06-Ago-08

"CPI Ingeniería y Administración de Proyectos, S.A.

de C.V".,


menos tres 54.8 25-Sep-09

4208 27 806 59.9 24-Jul-07 22-Jul-08

"Grupo Profesional Planeación y Proyectos S.A de

C.V".,


menos tres 151.7 14-Dic-09

PEP-O-IE-327/04 406.3 149.6 10-Ago-04 08-Sep-06

"Dragados Offshore, S.A., Dragados Offshore de

México, S.A. de C.V. y Dragados Industrial, S.A."., LPI 0 25-Mar-09

4108 45 802 149.4 07-Oct-05 03-Jun-06 Representaciones y Distribuciones Evya, S.A. de C.V., LPI 221.3 2009

Notas:

a/ El monto por 168.9 millones forma parte de los contratos 420826805 y 420829800

b/ Las cantidades se refieren a monto ampliado sin que se especifique si se ejerció o no.

24-Mar-08 Instituto Mexicano del Petróleo Convenio entidades 44.6420827802 56.7 26-Mar-07

Contratos de Licitación y Construcción de PEP revisados por la ASF

Monto programado

(millones) Fechas Programadas

Proveedor Tipo de adjudicación

Fecha de

entrega

ampliada o

finiquito



94

Diversas irregularidades detectadas en la revisión de los contratos. La ASF determinó las siguientes:

Contrato Irregularidad Monto

(millones de pesos)

contrato número 420826805 Los dictámenes técnicos no contaron con los elementos que sustentaron a los montos requeridos por cada uno de los trabajos incluidos

116.7

contrato número 420826805 Pagos sin documentación comprobatoria que acredite la ejecución de los servicios prestados por el IMP

44.2

contrato número 420826805 Incumplió con el procedimiento para la recepción de los servicios N. a.

contrato número 420829800 Formalización de contrato sin contar con el costo estimado de los servicios ni la documentación comprobatoria

80

contrato número 420829800 Los dictámenes técnicos no contaron con los elementos que sustentaron a los montos requeridos por cada uno de los trabajos incluidos

35

contrato número 420829800 pago de 68 estimaciones sin documentación comprobatoria que acredite la ejecución de los servicios prestados por el IMP

75

PEP Pagos autorizados sin contar con la facultad como supervisor del contrato 11.7

PEP Irregularidades detectadas: Ejecución de órdenes de servicios, que excedieron el monto total del contrato, sin contar con documento legal de soporte, y sin acreditar que contaba con los recursos financieros para ese compromiso

35.4

contratos de servicios núms. 420827802, 420827 809 y 42 0829801

No se precisan los requerimientos de los activos adquiridos N.a

contratos de servicios números 420829809, 4208 27 805, 420827806, 4208 27 807, 4208 29 811.

En los procesos de licitación y contratación de obras públicas, la entidad fiscalizada no realizó los estudios de planeación de los servicios de ingeniería conforme a las necesidades reales de asistencia técnica para las obras de construcción. Se repite esta observación para otros contratos

N.a

los contratos núm. 420829801 SOE-7128, PEP-IMP 420827802, PEP-IMP 420827809 y PEP-COMIMSA núm. 420829804

la entidad fiscalizada no presentó las mejores condiciones disponibles en cuanto a precio. Se repite esta observación para otros contratos.

N,a.

Diversos contratos Observaciones de la ASF: a) PEP no administra los recursos con eficiencia, eficacia, economía, transparencia y honradez, b) sin documentación soporte, que avalen el gasto o lo comprueben c) sin documentación soporte que avalen incrementos en los montos y extensión de plazos de algunos contratos d) PEP no aplicó penalizaciones en algunos contratos que lo ameritaban e) cambios sustanciales en el objeto del proyecto.

N.a.

Recuperaciones probables. La ASF emitió un dictamen negativo y determinó recuperaciones por 660.5 millones de pesos, que se consideran como recuperaciones probables.

Aseguramiento de la Integridad y Factibilidad del Sistema de Transporte de Hidrocarburos por Ductos del Sistema 1 y 4.

Estas son dos auditorías de inversión física, con dictamen negativo, donde la ASF determinó diversas irregularidades, entre las que destacan: incumplimiento en la normatividad aplicable que generaron, en el sistema 1, pagos improcedentes por 687.5 millones de pesos, debido a que se incumplieron los términos del contrato; y, el proyecto de ingeniería fue deficientemente elaborado. En la auditoría al Sistema 4 se comprobó que la empresa contratada no acreditó contar con la capacidad técnica para la administración del mantenimiento de sistemas de


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transporte de hidrocarburos; nunca fue certificada por una empresa reconocida internacionalmente; se comprobó que en el sistema 4 no había condiciones para haber iniciado el proceso de licitación pública, ya que PEP no contó con los estudios y proyectos totalmente terminados; la información fue modificada en varias ocasiones en el proceso de adjudicación y la fecha de apertura de propuestas fue pospuesta en 7 veces, por lo que los beneficios que se programó obtener en el ejercicio 2008, se postergaron hasta 2009.

En la del sistema 1, se incurrió en un subejercicio del gasto por 18.3 millones de pesos, además de que la obra tuvo un sobrecosto por haberla contratado hasta 2009; en el sistema 4, PEP dejó de sancionar por un monto de 171 millones de pesos a la contratista por incumplimientos, la penalización debió ser por 202.5 y sólo la hizo por 31.4 millones de pesos.

La ASF determinó que la residencia de obra no apercibió oportunamente al contratista respecto a los incumplimientos mediante anotaciones en la bitácora de obra ni tampoco implementó medidas preventivas para evitarlos. Se determinó en ambas revisiones que no fue posible evaluar el impacto por la construcción de dichos ductos. La ASF determinó que se puso en riesgo la integridad y confiabilidad del sistema de transporte de hidrocarburos.

Rehabilitación y/o Construcción de Infraestructura y de Ductos en Campos Arenque y/u otros y Tajín y/u otros del Activo Integral Poza Rica-Altamira.

Se comprobaron irregularidades de incumplimiento a las disposiciones normativas aplicables a la planeación, programación, y presupuestación de las operaciones examinadas en los contratos seleccionados y que derivaron en pagos duplicados a la contratista por 307.5 miles de pesos; por diversos contratos, PEP realizó pagos improcedentes y en exceso por 164.9 millones de pesos debido a la incorrecta cuantificación de volúmenes de obra en diversos conceptos y que se incumplió con la especificación relativa al suministro y colocación de motocompresoras.

Comentarios de la UEC Sería importante que la ASF asigne seguimiento al avance obtenido por PEP en la producción de hidrocarburos en los pozos petroleros que corresponden al proyecto revisado y verifique qué tanto se ha impulsado la producción; asimismo, será conveniente que la ASF promueva este tipo de revisiones de inversión física, para que valore los beneficios generados por los proyectos de esta naturaleza y emita opinión respecto de su impacto en el logro del objetivo de rehabilitar y/o construir infraestructura en el Campo Arenque y/u otros del Activo Integral Poza Rica-Altamira e impulsar la producción de hidrocarburos provenientes de los pozos de desarrollo de los Campos Agua Fría, Coapechaca, Tajín y Corralillos.



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Rehabilitación y Mantenimiento a Plataformas Costa Afuera en el Golfo de México con Apoyo de Plataforma Sumergible.

Se detectaron irregularidades por incumplimiento a las disposiciones normativas aplicables a la planeación, programación, presupuestación, licitación, adjudicación, contratación, y pago de las inversiones físicas de las operaciones examinadas en los conceptos seleccionados y que derivaron en que PEP autorizó el pago de estimaciones por 500.3 y 430.3 millones de pesos cada uno, sin contar con la documentación comprobatoria con la que se soportó la ejecución de los trabajos, ni con la que cumpla con los requisitos establecidos en las normativas y reglamentaciones aplicables para su validación. Se determinó que no se contaba con el costo estimado de los trabajos, ni con la información que dio soporte a su cálculo, tales como cifras históricas, cotizaciones, contratos vigentes, programas de necesidades por activo, etcétera. Asimismo, no se exhibió el análisis costo-beneficio del proyecto que motivó el contrato; tampoco se acreditó haber presentado ante la SHCP la evaluación costo-beneficio de dicho proyecto de inversión que demostrara que era susceptible de generar beneficios bajo supuestos razonables.

Comentarios de la UEC Es de destacarse que con esta auditoría no fue posible comprobar el cumplimiento del objetivo de que PEP haya ejecutado el proyecto estratégico revisado para conservar en estado óptimo las instalaciones costa afuera, y mejorar con ello la utilización de tecnología de punta que permita la reducción de los costos de rehabilitación y mantenimiento con mejores expectativas, atendiendo los requerimientos de los activos, con objetivos y metas a corto, mediano, y largo plazo. Asimismo, el informe de auditoría no reporta el impacto-beneficio o los perjuicios que obtuvo PEP por la ejecución de este tipo de proyecto. PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA (PGPB) Dos auditorías de desempeño resultan de interés para la fiscalización superior, una asociada con la producción y comercialización de gas natural y la otra relativa a la producción de petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos.

Producción y Comercialización de gas Natural La ASF determinó que PGPB cumplió su objetivo de asegurar la producción confiable, de calidad y a precios competitivos del gas natural que demanda el mercado, ya que atendió la demanda total de gas natural. El abasto se realizó con 92.2% de la producción nacional y 7.8% con importaciones.


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El órgano fiscalizador señaló que la calidad en la producción de gas, en 9 de los 41 puntos de inyección de gas al sistema nacional de gasoductos, no se cumplió con los parámetros de contenido máximo de nitrógeno, licuables e índice wobbe respecto de las normas de calidad del gas natural durante el periodo de emergencia severa. PGPB no ha logrado eliminar las importaciones de gas natural, que ascendieron en 2009 a 422 millones de pies cúbicos diarios, que significaron un gasto adicional de 89.4 millones de pesos, debido a que la producción de gas del organismo fue menor en 1.6% que la programada; el índice de utilización de la capacidad de las plantas endulzadoras de gas natural de los complejos procesadores del organismo fue de 75.1%, inferior en 9.9 puntos porcentuales al referente internacional de 85%. Se comprobó que PGPB no dispuso de información de referentes internacionales que le permitan comparar los resultados de eficiencia en el consumo de energía en la producción, recuperación de líquidos y productividad laboral; no fue posible identificar las actividades programadas y realizadas de mantenimiento, rehabilitación y construcción de la infraestructura de producción de gas natural conforme a la apertura programática que formó parte del PEF para 2009, debido a que la información con que cuenta el organismo es por proyecto integral.

Comentarios de la UEC Pemex está recurriendo a la compra del insumo en el exterior para cubrir el faltante de la demanda doméstica. La importación de gas seco llegó a un máximo histórico en 2004 cuando la paraestatal tuvo que importar 766 millones de píes cúbicos diarios, 28% del consumo interno, y para 2009 aunque se redujo su volumen continúa siendo importante ya que se adquirieron 422 millones de píes cúbicos, lo que significó 13.5% del total. Pemex, el sector eléctrico y el sector industrial del país, en ese orden, son los principales consumidores de gas seco.

Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos, Indicador Recuperación de Licuables.

Gasto no ejercido elevado de Pemex Petroquimica en el Programa Presupuestario Producción de petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos. Durante 2009, PPQ ejerció un presupuesto de 113 mil 571.8 millones de pesos, que representó una reducción de 49.8% respecto al presupuesto original que fue de 226 mil 103 millones de pesos. Reducción de la cobertura de la demanda interna de Gas LP y de Gas natural. Si bien repuntó en 2009, la cobertura de la demanda interna por PGPB, su nivel es inferior al de 2006. Por su parte, el indicador de cobertura de la demanda interna de gas natural siguió estancado por debajo de 50. La ASF sostuvo que PGPB cumplió con sus objetivos sustantivos al cubrir la brecha con importaciones.



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INDICADORES DE COBERTURA DE DEMANDA INTERNA DE GAS LP Y DE GAS NATURAL

Indicador de cobertura 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Gas LP 63.1 60.4 62 60.8 63.8 67.3 67.6 69.2 64.8 61.4 63.0

Gas natural 67.8 64.5 64.3 60.1 57.3 54.9 53.4 52.7 50.8 48.0 48.0

Desaprovechamiento en la comercialización de etano para ductos. PGPB dejó de percibir recursos en 2009 por un monto aproximado de 2 mil 261.7 millones de pesos, por la falta de alternativas para su comercialización. No obstante lo anterior, PGPB cumplió con la producción de etano que le requiere Pemex Petroquímica. Inadecuado indicador de la utilización de la capacidad instalada de las plantas criógenas para medir la recuperación de licuables. La capacidad de utilización de la planta no es factor para determinar la meta del indicador recuperación de licuables. Problema externo de PG B para cumplir con su actividad sustantiva. La ASF determinó que la recuperación de licuables está en función de la calidad de la materia prima recibida por PEP, por lo cual, en este caso, PGPB no tiene posibilidades de realizar acciones para corregir esta situación. Productividad y remuneraciones en PGPB. En el periodo 2006-2009, la tendencia en el número de personal empleado en PGPB ha crecido a una tasa media anual (TMCA) de 1.7%. La ASF determinó que las estrategias adoptadas por la entidad fiscalizada, en cuanto a la contratación de personal y el pago de remuneraciones respectivas, no guardan congruencia con el desempeño operativo de la entidad, toda vez que PGPB ha disminuido gradualmente sus metas para el Indicador de ―Recuperación de Licuables‖ a una TMCA de 2.3% en el periodo 2007-2009. Perdida de eficiencia. Se incrementó el contenido de nitrógeno en el gas amargo recibido por PEP asociado a los procesos productivos de PGPB.

Comentarios de la UEC El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 establece en su Objetivo 15 del Eje 2 ―Economía competitiva y generadora de empleos‖: Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores. El Plan Sectorial de Energía en su objetivo 1.3 establece ―Elevar la exploración, producción y transformación de hidrocarburos de manera sustentable‖. Estos dos objetivos pueden generar distinta estrategia de desarrollo y por ende generar dos indicadores de desempeño antitéticos. En el PND el objetivo puede ser satisfecho predominantemente con importaciones en virtud de que sólo se requiere asegurar suministro confiable y a precios competitivos. En el Plan Sectorial de Energía el objetivo 1.3 se enfatiza la producción interna.


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Los objetivos se deben establecer con precisión para que se deriven los indicadores de desempeño apropiados. Por eso la afirmación de la ASF en la revisión de que los indicadores de medición de desempeño están alineados con el PND y el PEF debe matizarse. La forma tan genérica con que se establece el objetivo del PND no obliga al gobierno a acciones que permitan aprovechar la gran demanda nacional de productos petroquímicos o a acelerar la refinación de petróleo crudo para abatir las crecientes importaciones de gasolina.

PEMEX PETROQUÍMICA (PPQ) En las revisiones de la ASF a la subsidiaria de PEMEX, se realizaron dos de desempeño, una con dictamen negativo, relacionadas con la Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos y con Proyectos de Infraestructura Inconclusos y Cancelados. Son de destacar las relativas a la Venta de Petroquímicos y de Mantenimiento de Plantas, así como dos de inversión física con dictamen negativo de la Cadena de Derivados del Etano y de la Producción del Tren de Aromáticos de la Cangrejera.

Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos.

La ASF realiza un diagnóstico de PPQ en el que incorpora a su análisis diversos indicadores que permiten identificar el estatus actual de la industria petroquímica en México. Con la finalidad de garantizar la inversión en la industria petroquímica, en 1996 se estableció la distinción entre petroquímica básica, reservada sólo para el Estado, y la secundaria, en la cual se circunscribiría la actuación conjunta de PPQ y la iniciativa privada. En 2004, la SENER determinó que los resultados obtenidos de la desincorporación no fueron los esperados, debido a que no se concretó la participación del sector privado; hubo pérdidas de PPQ hasta por 18 mil 377.6 millones de pesos en 1997-2002. En 2006 se concluyó el proceso de fusión de PPQ y sus filiales por lo que pudo operar de manera consolidada. Aun cuando se previó aprovechar la capacidad instalada de PPQ con la creación de nuevos proyectos, en 2009 nuevamente se concretó la subutilización de las plantas.

El órgano de fiscalización revisó 54 mil 494.3 millones de pesos correspondientes a gasto corriente en la producción de petroquímicos, en su evaluación determinó:

a) El presupuesto de inversión de PPQ tuvo aumentos significativos en 2008 y 2009;

no obstante, fue insuficiente para alcanzar los niveles de eficiencia operativa previstos para el logro de las metas institucionales. Del total ejercido por Pemex en



100

este rubro por 775.7 miles de millones de pesos, sólo se le asignó a PPQ 2.3 miles de millones, es decir, 0.3% del total. Por falta de recursos en 2009, sólo pudo ejercerse 69.8% del monto aprobado que ascendió a 3.3 miles de millones de pesos.

b) Los resultados de operación son negativos y han aumentado progresivamente, en

2001 ascendieron a 8.54 miles de millones de pesos y en 2007 fueron del orden de 13.9 miles de millones. No ha sido posible revertir el incremento en los costos de las materias primas y de los costos de operación. En 2009, el sector petroquímico registró un descenso en su participación, tanto en el mercado nacional como en el internacional, por disminución de las ventas.

c) No hay certidumbre jurídica en la industria petroquímica acerca de la reglamentación

y de la clasificación de los productos petroquímicos ofrecida a los inversionistas. d) La estructura orgánica de PPQ no está actualizada, lo cual repercute en las

acciones de planeación-programación y su relación con la operación. Entre ellas se destaca la elevada capacidad subutilizada en PPQ.

Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 TMAC

Capacidad de producción 11,602 11,189 11,562 12,498 12,548 12,573 12,573 12,572 12,798 13,060 1.3

Participación % 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

Utilizada 6,836 5,993 5,890 6,084 6,223 6,220 6,572 7,495 7,842 7,587 1.2

Participación % 58.9 53.6 50.9 48.7 49.6 49.5 52.3 59.6 61.3 58.1

Subutilizada 4,766 5,196 6,672 6,414 6,325 6,353 6,001 5,077 4,956 5,473 1.5

Participación % 41.1 46.4 57.7 51.3 50.4 50.5 47.7 40.4 38.7 41.9

Balanza Comercial -3,092.2 -3,483.9 -3,694.2 -3,508.2 -3,577.8 -3,389.5 -3,592.7 -3,896.9 -3,850.3 -4,072.2 3.1

Exportaciones 715.0 363.0 421.0 374.1 406.0 474.9 502.0 527.7 482.3 508.7 -3.7

Importaciones 3,807.2 3,846.9 4,115.2 3,882.3 3,983.8 3,864.4 4,094.7 4,424.6 4,332.6 4,580.9 2.1


CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN Y COMERCIO EXTERIOR DE PETROQUÍMICOSMiles de toneladas

e) En 2000-2009, la capacidad instalada de PPQ registró una tendencia creciente, sin embargo, en 2009 sólo utilizó 58.1% de su capacidad instalada. Aun cuando la mayor capacidad de producción de petroquímicos correspondió al complejo Cosoleacaque, sólo utilizó 37.6% del total, por el desaprovechamiento de sus plantas de amoniaco y anhídrido carbónico.

f) El ente en 2009 captó un menor volumen de materias primas provenientes de organismos subsidiarios de Pemex, lo que influyó en forma desfavorable en los resultados operativos y en el desempeño de la planta productiva.

g) La ASF constató que en 2000-2009, hubo un comportamiento ascendente en la oferta-demanda de productos petroquímicos, donde la oferta fue suficiente para atender la demanda. Se determinó que en 2009, en la producción de petroquímicos por 12 millones 062 mil toneladas, PPQ participó con 57.3%, las importaciones de la IP con 34.9%, las importaciones de PPQ con 3.1%, la producción de otras subsidiarias con 2.4% y la IP con 2.3%.


101

h) La reparación del tren de aromáticos implicó que el ente incrementara sus importaciones de tolueno, estireno, aromina, xileno, amoniaco anhídrido y metanol, entre otros. En 2000-2009, las importaciones se incrementaron a una TMA de 2.1% y las exportaciones decrecieron 3.7%.

i) La ASF verificó que PPQ incumplió sus metas de producción de petroquímicos en

16.8%, siendo en propilenos y derivados (71.9%) y aromáticos y derivados (30%), los renglones más rezagados.

j) El monto de recursos asignados al ente para la producción de petroquímicos en

2009, ascendió a 83 mil 689.4 millones de pesos, la ASF verificó que la entidad erogó 54 mil 494.3 millones de pesos, monto inferior en 34.9% respecto al presupuestado. Lo anterior se explica porque los precios de las compras interorganismos fueron inferiores a lo previsto.

La ASF no pudo comprobar la competitividad de los precios y costos de producción de materias primas; así también comprobó que en el último año disminuyó el patrimonio de la entidad en 10.2 miles de millones de pesos, principalmente por una disminución de las ventas de 42.4%; varios de los complejos de PPQ no tienen plantas en operación con afectaciones presupuestales dirigidas a mantenimiento sin que generen ingresos y la falta de operación de la capacidad instalada de los complejos propicia que anualmente aumenten los costos de producción y se registren bajos niveles de desempeño; los complejos más afectados por la baja productividad son Petroquímico Independencia, Petroquímico Pajaritos y Petroquímico Morelos; se constató que todos redujeron sus metas de producción respecto de lo programado.

Comentarios de la UEC Los factores que explican la decadencia de la petroquímica están asociados a los bajos niveles de inversión y al desinterés en restituir las cadenas de valor con la industria privada del país. La cancelación de proyectos de inversión en varios de los complejos petroquímicos, donde se privilegió un proceso de privatización de plantas. Es urgente modernizar y potenciar la industria petroquímica del país, con mayores gastos de inversión y con el diseño de una estrategia de crecimiento de largo plazo. Se requiere encadenar con otros sectores las relaciones de producción para generar bienes con mayor valor agregado, que permita satisfacer la demanda doméstica y el amplio mercado de exportación. Se requiere, también, un nuevo marco jurídico y clasificación de petroquímicos que dé certidumbre normativa a los inversionistas potenciales y permita desarrollar un mercado con precios competitivos.



102

Ingresos por Venta de Productos Petroquímicos (PPQ).

Ingresos y producción de PPQ. Pemex Petroquímica reportó en la Cuenta Pública 2009 por concepto de ventas a terceros y de exportación 19 mil 765.5 millones de pesos, con una producción de 7.6 millones de toneladas

Desaprovechamiento del mercado nacional por parte de PPQ. Las ventas orientadas al mercado nacional de PPQ representaron 19.9% del total de compras nacionales de productos petroquímicos, las cuales fueron de 95 mil 249.4 millones de pesos, siendo que el 80% del abasto provino fundamentalmente de importaciones de China.


En la evaluación a las Finanzas Públicas, la ASF señala que sólo 1 de 11 tratados comerciales celebrados por México con 43 países ha sido fructífero. Por lo tanto, los tratados comerciales celebrados por México en forma indiscriminada, no aportan valor agregado al país por lo que se requiere una urgente revisión de los mismos, dado que en sectores relevantes el efecto de estos tratados ha sido muy negativo, como es el caso de la Petroquímica.

Al importarse el 80% de la demanda interna de productos petroquímicos, la mayor parte provenientes de China, se propicia que la petroquímica nacional, en lo particular Pemex Petroquímica, no aproveche el gran potencial existente en el mercado interno. Es de la mayor relevancia, por razones estratégicas, una revisión selectiva del comercio con China (y otros países).

Servicios para Mantenimiento de Plantas. La ASF estableció que PPQ cumplió parcialmente el programa de mantenimiento de 2009, en el que incluyó trabajos para 25 plantas de los que sólo realizó 20; tampoco logró alcanzar la producción de petroquímicos programada para ese año que fue de 9 millones 115.2 miles de toneladas, ya que solamente alcanzó 7 millones 587 miles de toneladas, cantidad menor de la programada en 16.8% (1 millón 528.2 miles de toneladas); realizó pagos en exceso de tiempo extra por 19 millones de pesos que correspondieron al periodo de 2005 a 2008 y 6.2 millones de pesos a 8,065 trabajadores durante el ejercicio de 2009.

Ampliación y Modernización de la Cadena de Derivados del Etano I, en el Complejo Petroquímico Morelos.

Se observaron pagos improcedentes o en exceso por 54.5 millones de pesos por el cálculo incorrecto de los factores de ajuste de costos y cuantificaciones erróneas de cantidades de obra; debió aplicar a la contratista una penalización de 115.2 millones de pesos por incumplimiento del programa de obra autorizado. A octubre de 2010, PPQ


103

tiene un saldo de 7.9 millones de pesos del anticipo otorgado, pendiente por amortizar y no hay documentación justificativa o comprobatoria de que se haya amortizado dicho saldo.

Comentarios de la UEC La revisión practicada, a pesar de la valiosa información que proporciona, no permite confirmar en qué medida el proyecto contribuyó a reducir los costos de producción con mejores expectativas en el negocio de los derivados, si se incentivó la integración de la cadena productiva nacional y logro reducirse la dependencia de importaciones; si se mejoró la oferta a los consumidores nacionales, y en qué medida se atendió la demanda del mercado nacional e internacional. Tampoco permite comprobar el grado de cumplimiento de uno de los objetivos rectores de la política energética que es parte del Programa Sectorial de Energía 2007-2012, relativo a promover la integración de la industria petroquímica nacional con la petroquímica básica a cargo del Estado, para atraer inversión complementaria a esta rama industrial y aprovechar la disponibilidad de hidrocarburos en el país.

Sostenimiento de la Capacidad de Producción del Tren de Aromáticos II, en el Complejo Petroquímico Cangrejera.

Se observaron pagos por obra no ejecutada por 1.8 millones de pesos; PPQ realizó pagos en exceso por 4.2 millones de pesos e improcedentes por 835 miles de pesos; diversos contratistas subcontrataron a otras empresa para realizar los trabajos de extracción, manejo, carga, acarreo, tratamiento y disposición final de sedimentos de crudo, formados por lodos aceitosos, emulsiones y agua agregada del interior de los tanques TV-102 y TV-103, aún y cuando en una de las cláusulas del contrato de obra pública no se estableció la subcontratación de alguna de las partes de los trabajos. Se autorizó indebidamente un incremento del monto del contrato de 1.5 millones de pesos; el ente debió aplicar a la contratista una pena convencional de 2.4 millones de pesos, equivalente al monto de la garantía de cumplimiento; no se localizó documentación que justifique y motive las casusa de convenios al contrato para ampliar el plazo de ejecución de la obra en 45 días naturales y el monto en 1.3 millones de pesos, incrementos que representaron el 21.2% y 5.4%, respectivamente.

El Tren de Aromáticos en el Complejo Petroquímico Cangrejera, es uno de los principales proyectos estratégicos por los que PPQ ejerció recursos, ya que su objetivo se enfoca a la modernización de plantas actuales y al incremento de capacidad en cadenas rentables. Los proyectos de inversión 2009-2012 de Pemex Petroquímica respecto del tren de aromáticos, indican que tienen como objetivo incrementar la capacidad de producción de paraxileno de 240 a 488 miles de toneladas anuales, utilizando menor cantidad de materia prima y obteniendo productos de mayor valor, así como la construcción de



104

3 plantas nuevas (reformadora CCR, Tatoray y Parex) y modernización de plantas existentes.55

Es de destacarse que para el cuarto trimestre de 2009 el comportamiento por cadenas de la producción proveniente de los complejos petroquímicos reporta que la producción de aromáticos fue de 60.5 miles de toneladas, disminuyendo en un 81.9% con relación al ejercicio 2008 y tuvo un cumplimiento de 12.2% de programa debido al mantenimiento del tren de aromáticos del Complejo Petroquímico La Cangrejera.56


Al ser uno de los principales proyectos de PPQ, la revisión efectuada por la ASF debió además de verificar la gestión financiera de los recursos federales canalizados al proyecto para evidenciar que las inversiones físicas se hicieron conforme a la legislación aplicable; comprobar que el objetivo del proyecto se logró (ampliar la capacidad de almacenamiento de las plantas de cloruro de vinilo, mejorado con ello la utilización de tecnología de punta que permita la reducción de los costos de producción con mejores expectativas, atendiendo la demanda del mercado nacional e internacional); con lo cual, con la opinión negativa emitida por la ASF, claramente se dejar ver que los proyectos estratégicos que llevó a cabo PPQ, no están cumpliendo con el objetivo institucional de la subsidiaria de PEMEX, de elaborar, comercializar y distribuir productos para satisfacer la demanda del mercado.

PEMEX REFINACIÓN (PREF) Destacan las auditorías financieras y de cumplimiento sobre Ingresos Diversos; Ingresos por Venta de Gasolina y Diesel, y el Sistema de Monitoreo de Producción, Distribución y Comercialización de Petrolíferos. Son de importancia, también, cinco revisiones de inversión física al Proyecto Minatitlán de las cuales cuatro presentaron dictamen negativo.

Ingresos diversos. Estos ingresos obtenidos por Pemex refinación se deben a ingresos diferentes de su actividad sustantiva (venta de combustible) y que están integrados por: a) ingresos por fletes por el servicio de transporte de la gasolina, el diesel, la turbosina y el combustóleo a los clientes, servicio que se otorga con buques rentados por Pemex Refinación b) ingresos por venta de activos improductivos a terceros; se trata de bienes deteriorados c) Ingresos por rentas por el arrendamiento a particulares de las 44 estaciones de servicio propiedad de Pemex Refinación d) resultados derivados de la

55

Documento de PEMEX 2009; Enero 22, 2009; p. 19/23. 56

Cuarto Informe Trimestral Artículo 71 (párrafo primero) Ley de Petróleos Mexicanos; p. 23.


105

tasa negativa del IEPS. Los principales hallazgos de la revisión practicada por la ASF fueron:

Reducción significativa de los ingresos diversos de Pemex Refinación. Los ingresos diversos obtenidos por PEMEX Refinación en 2009 ascendieron a 43 mil 183.6 millones de pesos y presentaron una disminución significativa (78.4%) respecto de los 200 mil 056.0 millones de pesos obtenidos en 2008.

Descenso del monto del registro negativo del IEPS. Durante 2009, el monto negativo del IPES fue de -15 mil 140.4 millones de pesos, el nivel más bajo desde 2006. El monto negativo más elevado correspondió a 2008 con un monto de -223 mil 717.4 millones de pesos. El monto acumulado de IEPS 2006-2009 fue de -329 mil401.8 millones de pesos. Ingresos por fletes, ingresos por venta de activos improductivos e ingresos por rentas. Los obtenidos por Pemex refinación por fletes en 2009 ascendieron a 3 mil 376.3 millones de pesos y por concepto de venta de activos improductivos de 55.8 millones de pesos; por su parte, los ingresos por rentas ascendieron a 30.3 millones de pesos. Ingresos no cobrados por Pemex relacionados con el servicio de fletes. La ASF determinó sobre una muestra revisada que Pemex Refinación no cobró 22.7 millones de pesos.

Ingresos por Venta de Gasolina y Diesel

La ASF comprobó que PREF obtuvo ventas en 2009 por 532 mil 690.7 millones, 2.7% menos que lo obtenido en 2008, constituidas por 484 mil 887.6 millones de pesos de ventas internas, 44 mil 426.8 millones de ventas externas y 3 mil 376.3 millones de ingresos por servicios; PREF realizó ventas de petrolíferos por 466 mil 238.8 millones de pesos y de ese total 380 mil 779 millones (81.7%) correspondieron a ventas de gasolina y diesel. La ASF confirmó la existencia de cuatro tipos de clientes: directos, distribuidores, interorganismos y gobierno; comprobó que se realizó el suministro de gasolina y diesel a una muestra seleccionada de clientes contractuales de acuerdo con la normatividad establecida y que de un total de 205 operaciones revisadas por 219.1 millones de pesos, en 64 por 19.9 millones la entidad no contó con la constancia de recepción de los productos, en 142 por 174.1 millones de pesos las remisiones no tenían el sello de despacho y en 40 por 31.9 millones no se incluyó el acuse de recibo. La ASF comprobó que los precios de las ventas de gasolina y diesel se ajustaron a los preceptos establecidos por la SHCP, con la opinión del comité de Precios de Productos Petrolíferos, Gas Natural y Productos Petroquímicos; se verificó que los medidores de gasolina y diesel ubicados en las Terminales de Almacenamiento y Reparto (TAR),



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fueron calibrados según la normatividad correspondiente; las ventas de gasolina y diesel observadas en 2009 fueron inferiores en 6% a lo estimado en el POA, lo que afectó los ingresos por ventas que disminuyeron 29%.

Comentarios de la UEC La auditoría ofrece información valiosa para entender la problemática del sector, aunque no se realiza una evaluación de los problemas estructurales de Pemex Refinación y, en particular, sobre la naturaleza de los bajos ingresos por venta de gasolina y diesel, procesados por el Sistema Nacional de Refinerías, que hubiera sido de utilidad revisarlo comparativamente las implicaciones en costos de las gasolinas y diesel comprados en el exterior. Es notorio el alto costo financiero que le está significando a PREF la importación de estos dos petrolíferos, que en el caso de las gasolinas representaron 47% del consumo interno en 2009. La baja capacidad de las refinerías de Minatitlán, Salina Cruz, Salamanca y Tula, explican en buena medida los bajos niveles de producción interna. Será importante que la ASF revise cómo es que teniendo esos niveles de ventas en diesel y gasolina, la subsidiaria presentó pérdidas operativas por 130 mil millones de pesos en 2009. Asimismo, evaluar la evolución de los precios a la gasolina y diesel ajustados al alza, bajo un programa de deslizamiento de la SHCP, que busca igualarlos a los precios de Estados Unidos cuando la competencia y tamaño de mercado difieren notablemente.

Proyecto de Reconfiguración de la Refinería de Minatitlán

Se presentan los resultados relevantes de las cinco auditorías practicadas por la ASF al Proyecto Minatitlán relativas al Paquete 2 Plantas de Servicios Auxiliares, Plantas de Tratamiento de Aguas Amargas y Obras de Integración; Paquete 3 Planta combinada, Planta de Hidrodesulfuradora de Diesel y Planta Catalítica No. 2; Paquete 4 Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, Planta de Hidrógeno y Planta Recuperadora de Azufre; Paquete 5 Planta de Coquización Retardada, Planta de Gas Asociada, Planta Regeneradora de Amina y Planta Hidrodesulfuradora de Naftas; y, Paquete 6 Dos Plantas de Alquilación. En febrero de 1998, se autorizó el proyecto de Reconfiguración de la Refinería de Minatitlán, consistente en nueve plantas orientadas a la producción de gasolinas. A finales de 2003, se publicaron las convocatorias de las licitaciones para la construcción de las plantas y su integración mediante seis procesos licitatorios. Los fallos y contratos se otorgaron hasta finales de 2004 y principios de 2005 con importes totales de 1 mil 699.6 millones de dólares y 4 mil 027.8 millones de pesos, plazos de ejecución de tres años e inicio de operación en 2008. El costo del proyecto, entre 2003 y su contratación, se incrementó en 31.7%, y entre la fecha de contratación y 2009 éste aumentó de 2 mil 057.6 millones de dólares a 3 mil 230 millones de dólares, es decir, 57%.


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Se estima que en 2010 el costo se elevará a 3 mil 559 millones de dólares, lo que implica la reducción del valor presente neto a 29 millones de dólares y de la tasa interna de retorno a 12%.

La Auditoría Superior de la Federación determinó que en el paquete 2 se identificaron deficiencias en la planeación y en la elaboración del proyecto que originaron, a diciembre de 2010, incrementos de 75.4% en el plazo de ejecución y de 124.4% en el monto de la parte pactada. Asimismo, en el pago a la contratista por 1 mil 660 millones de pesos, por ajustes de costos, se observaron criterios de actualización contrarios a lo pactado. En la integración de los precios unitarios extraordinarios se detectaron errores y omisiones por 371.8 millones de pesos.

De la revisión de los paquetes 3, 4, 5 y 6, y a consecuencia del incremento de los precios del cobre, aluminio y acero, las contratistas se inconformaron ante la SFP, quien manifestó que los equipos y materiales de instalación permanente se podían reconocer como insumos, y solicitó a las partes que se pusieran de acuerdo y seleccionaran índices preferentemente oficiales. Una vez definidos los índices y la aplicación de los factores se reconoció y pagó indebidamente a los contratistas un monto de 1mil 534.3 millones de pesos.

Las contratistas reclamaron gastos no recuperables por 550.8 millones de pesos debido a que la SFP indicó que los retrasos no eran imputables a las contratistas. La entidad pagó 14.5 millones de pesos por la extensión de las garantías de cumplimiento, costo que las contratistas deberían asumir.

En los atrasos de obra no se cuenta con un análisis de imputabilidad y se omite que la supervisión que en su momento determinó las retenciones por causas imputables a las contratistas.

La entidad realizó el pago anticipado de 1 mil 105 millones de pesos por obra faltante de ejecutar en los paquetes 3, 4 y 5, bajo el criterio de que las contratistas no contaban con el financiamiento. Las deficiencias en la planeación y en la definición del proyecto, la incorporación de nuevas especificaciones para cumplir con las normas ambientales sobre la calidad de los combustibles, así como la indefinición para reconocer y pagar volúmenes de trabajo adicionales en obras contratadas a precio alzado, cuyas cláusulas están diseñadas para considerar todo lo necesario para su construcción y puesta en operación, se tradujeron en el reconocimiento de obra adicional (y ampliación de los plazos de ejecución), la cual fue convenida mediante la celebración de contratos a precios unitarios formalizados de manera extemporánea. Existe un monto injustificado por 88.1 millones de pesos.



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Comentarios de la UEC Minatitlán es una de las seis refinerías del SNR que menos capacidad de refinación genera; sus proyectos de reconfiguración han resultado poco beneficiosos para aumentar los niveles de procesamiento de petróleo crudo y, como se muestra, su costo financiero se incrementa sensiblemente debido principalmente a retrasos en la entrega de obras por parte de las empresas contratistas. Se requiere diseñar una planeación adecuada de las obras y una normatividad que imponga castigos financieros a los retrasos; los incumplimientos en las fechas de entrega son una constante en proyectos de inversión física de Pemex y propician que la capacidad de refinación en el mejor de los casos se mantenga estable cuando los volúmenes de petróleo crudo tienden a la baja. Minatitlán presentó márgenes variables de refinación de -0.02 dólares por barril en 2008 y -0.53 dólares por barril en 2009, producto del nulo impacto de sus procesos de reconfiguración. PMI COMERCIO INTERNACIONAL

Ingresos por Comercialización de Petróleo Crudo. Reducción en los ingresos de PMI. Durante 2009, los ingresos obtenidos por la entidad fiscalizada ascendieron a 344 mil 283.8 millones de pesos, que contrasta con los ingresos obtenidos en 2008, los cuales fueron de 468 mil 139.2 millones de pesos, esto es, una reducción de 26.5%. Sesgo en contra de los ingresos directos obtenidos por PMI. Las ventas totales de PMI se distribuyeron de la siguiente manera: 75% fueron a los clientes designados a través del Contrato de Cuentas por Cobrar, y el 25% por medio de ventas a clientes directos. Durante 2009, se comercializó petróleo crudo con 19 clientes, con quienes PMI celebró 11 contratos ―evergreen‖ (los cuales pueden darse por terminados por cualquiera de las partes el vendedor o el comprador, pero con un aviso anticipado de 90 días), 6 fueron de largo plazo y 5 ocasionales.

ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE PMI COMERCIO INTERNACIONAL 2009

Concepto

Monto (millones) Participación porcentual Dólares Pesos

Total 25,637.7 344,249.4 100.00

Clientes directos o no designados. Son aquellos de los que directamente PMI recibe los ingresos por las ventas de exportación. 6,541.0 87,565.4 25.44 Clientes designados. Son las que se realizan don los clientes seleccionados a través del Contrato de Adquisición de Cuentas por Cobrar celebrado entre PMI Comercio Internacional S.A. de C.V. P.M.I Services y Pemex Finance, Ltd. Representan las cuentas por cobrar calificadas por Pemex. 19,096.8 256,684.0 74.56


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Incumplimiento en las metas programadas del volumen de producción para exportación de Pemex. De acuerdo con el Programa Operativo Anual (POA) de Pemex Exploración y Producción (PEP) para 2009, se estableció entregar a P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), para su comercialización, 471.8 millones de barriles. En 2009, se comercializaron 446.1 millones de barriles, por lo que este volumen comercializado corresponde al 94.8% de lo originalmente planeado en el POA. Asimismo, para 2009, PMI estableció la meta del indicador de desempeño ―Comercialización de petróleo crudo‖, de 1 millón 335.9 mil barriles diarios, y alcanzó un volumen de 1 millón 222.2 mil barriles diarios, el 91.5% de la meta. Tendencia a la baja en el volumen de comercialización de petróleo para la exportación. El volumen de exportación de petróleo crudo presentó una tendencia negativa en el periodo 2004-2009, que pasó de 1 millón 870.4 mil barriles diarios a 1 millón 225.4 mil barriles diarios, es decir 645 mil barriles diarios de menos. Esta situación deteriora el efecto positivo de la balanza comercial petrolera en la estructura general de la balanza de pagos del país en virtud de que prosigue la tendencia al alza de las importaciones de gasolina y petrolíferos.

Comentarios de la UEC La experiencia internacional en la contratación de seguros de precios en los mercados financieros internacionales, a través del uso de los productos derivados, muestra la existencia del llamado riesgo de base que se refiere a la no proporcionalidad de las variaciones de precios entre el precio del activo subyacente y el precio del derivado objeto del seguro de precios. La no proporcionalidad (e incluso su inversión) puede significar la posibilidad de quebrantos financieros no contemplados en la cobertura. Un caso muy recordable es el sucedido a la empresa alemana Metallgesellschaft AG, la cual reportó enromes pérdidas de su subsidiaria Metallgesellschaft Refining and Marketing (MGRM) en el programa de coberturas petroleras por mil millones de dólares y el quebranto de la empresa. El riesgo de base, en épocas turbulentas, aumenta su probabilidad de ocurrencia en cualquier mercado y para cualquier bien. La forma en que negocia PMI los precios de exportación de la mezcla mexicana de exportación a través de una diversidad de precios que van desde el West Texas, el Light Louisiana Sweet, el Brent DtD, el factor ―K‖ que establece PEMEX, el precio del crudo tipo Oman, el precio del crudo tipo Dubai, los precios relacionados con el combustóleo número 6, y los precios en los mercados ocasionales, plantea un riesgo de base para la cobertura petrolera. La UEC recomienda que la ASF realice una evaluación profunda del riesgo de base de las coberturas petroleras y realice una evaluación integral de la calidad técnica de las coberturas petroleras particulares que realice PEMEX y su vínculo con la que realiza la SHCP.



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4.1.3 Balance de la fiscalización superior en el sector Los resultados de la fiscalización superior de 2009, arrojaron datos relevantes sobre los distintos temas revisados, entre los que destacan: el aun bajo monto de recursos destinado a PEP para proyectos de desarrollo tecnológico; el proceso de reconocimiento de la deuda PIDIREGA y la extinción de los intermediarios financieros relacionados con estos proyectos, así como el balance de operación del FEIIPEMEX en el que destaca la transferencia de recursos presupuestarios de manera discrecional por 20 mil millones de pesos del Fideicomiso a PEMEX y subsidiarias para su gasto operativo. Se reitera la práctica gubernamental de PEMEX, para 2009, de la no canalización de recursos excedentes a proyectos de infraestructura; son preocupantes las elevadas disponibilidades e inversiones en valores de PEMEX. En los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2009, PEMEX reportó en el rubro de "Efectivo y equivalentes" 104 mil 548.4 millones de pesos; se identificó la practica de utilización de coberturas de precios de Pemex en adición de la macrocobertura que practica PEMEX, sin que parezca existir una estrategia integral de riesgo de precios. Los niveles de quema de gas que se mantienen altos con relación a la producción y la permanencia de las importaciones de gas, así como la producción y abasto doméstico de gas; se sigue registrando un drástico deterioro de la industria petroquímica; el elevado costo de los contratos de perforación de PATG y su baja productividad; y, los rezagos en el mantenimiento de plantas, especialmente en Pemex Petroquímica y Pemex Refinación. En todos estos temas revisados se muestra un avance significativo en el trabajo fiscalizador de la ASF, porque se comprueba una problemática preexistente que es necesario transparentar; no obstante, se requiere avanzar en propuestas alternativas para abordar y buscar soluciones a esa problemática. No hay evidencia, por ejemplo, de cómo será abordado el incumplimiento de la paraestatal con relación al no reconocimiento de la deuda PIDIREGA de Pemex Finance, Ltd. y su proceso de extinción, así como de Pemex Capital y RepCon Lux, también propiedad de Pemex. Estos vehículos financieros deberían entrar en la misma etapa de desaparición debido a que realizan operaciones no reguladas por las entidades financieras supervisoras del país y están regidas por regímenes jurídicos de otros países –Islas Caimán, EUA y Luxemburgo. En materia de Producción y Exploración, la ASF supervisó contratos relacionados con exploración de pozos cuyo objetivo es restituir la producción y las reservas. Se señaló la necesidad de ahondar en el control y fiscalización de estos contratos, particularmente de los 33 contratos celebrados por PEP y revisados por la ASF con distintos proveedores a fin de que se obtengan máximos resultados en productividad de los


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pozos que impliquen aumentos de la producción petrolera. Es preocupante ver en distintas revisiones a contratos celebrados por PEMEX con proveedores, la reiterada practica de PEP de permitir incrementos en los montos de recursos programados originalmente a proyectos de inversión física, que en algunos casos son sustantivos, así como la extensión de los plazos, en virtud de que esa tolerancia explica, en parte, la caída de la producción petrolera de la paraestatal. En síntesis, es de la mayor importancia introducir controles muy efectivos para garantizar la calidad de su ejecución. El Proyecto Minatitlán, por su parte, no reconfigura los procesos de refinación, tiene costos estimados para 2010 por 3 mil 600 millones de dólares, no aumenta la capacidad de procesamiento de aceites y gasolinas, y contribuye a la enorme pérdida neta de Pemex Refinación. Tampoco aquí se observa un planteamiento para atender y erradicar las causas que están generando la depredación de los recursos presupuestales. La ASF estimó recuperaciones probables por 253.4 millones, que resultarían insuficientes si intentasen resarcir el daño financiero y de operación que está ocasionando el incumplimiento de las obras. Las acciones promovidas por el órgano de fiscalización, en ese sentido, son insuficientes. La perforación de pozos en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG), también tiene implicaciones presupuestales mayores y de explotación. Para 2009, el Congreso aprobó recursos para inversión por 22.4 mil millones de pesos para el proyecto y se ejercieron 22.9 mil millones; adicionalmente se tiene contemplado ejercer en 2010 recursos por 26 mil millones de pesos. Sin embargo, la producción en 2009 sólo alcanzó 29 mil barriles de petróleo por día -0.9% de la producción nacional- y se espera que alcance 48 mil barriles por día para 2010. Diversos sectores, entre ellos consejeros profesionales de Pemex, la CNH y la ASF, se han manifestado a favor de la detención y replanteamiento del proyecto en virtud de su alto costo, 13 y 17 dólares por barril en los últimos cinco años, elevado monto de inversiones y bajos niveles de producción. La crítica situación de la petroquímica, requiere ser valorada con especial atención. En primer lugar, PPQ está desaprovechando el gran potencial que tiene el mercado doméstico, que anualmente realiza compras por 95 mil 249.4 millones de pesos, siendo que el 80% del abasto proviene fundamentalmente de importaciones de China. PPQ sólo surte el 19.9% de la demanda interna. Es incomprensible la situación de PPQ dada la gran demanda nacional. La ASF realizó un estudio detallado donde revisa los factores que explican su drástica situación operativa, financiera y presupuestal, entre los que destacan: la decisión gubernamental de establecer la separación de la petroquímica en básica y secundaria, con la finalidad de fomentar la inversión privada en esta última; la desarticulación de las cadenas de valor; la escasa certidumbre legal de la reglamentación y de la clasificación



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de los productos petroquímicos ofrecida a los inversionistas, y la subutilización de la planta productiva, entre otros. Ello ha implicado elevados costos de explotación de la subsidiaria y pérdidas netas en constante ascenso: de 16 mil millones de pesos en 2007 a 20 mil millones en 2009. Por ello, es conveniente que se revisen propuestas viables para configurar una estrategia de largo plazo que dé salida a la crisis de la industria petroquímica, tanto pública como privada, y que en particular atienda los factores que están promoviendo el rezago del sector. La agenda de temas pendientes por fiscalizar se mantiene principalmente en aquellos que dado su impacto estratégico en la operación y resultados de Pemex y sus subsidiarias requieren ser revisados en el contexto de los objetivos rectores del PND y del Programa Sectorial de Energía en materia de abasto suficiente y garantizado de hidrocarburos:

La restitución y aumento de las reservas de petróleo crudo;

La evaluación del esquema PIDIREGA durante su vigencia entre 1997 y 2008;

La valoración integral de los vehículos financieros, su impacto en los saldos de la deuda de Pemex, el costo financiero de su intermediación y la revisión de la deuda estructurada, donde se involucran ingresos futuros del petróleo como garantía;

La caída de los volúmenes de producción de petróleo crudo, el impacto sobre las ventas y los ingresos de Pemex y la transferencia de ingresos a través de impuestos y derechos al Gobierno Federal;

El escenario de mediano plazo de los ingresos fiscales en un marco de escasos yacimientos explotables y de baja productividad que impactarán la baja los ingresos de la paraestatal.

4.1.4 Temas de interés para la fiscalización Se presenta una relación de temas que tienen un perfil estratégico y que por ello la UEC recomienda que la Auditoría Superior de la Federación los incorpore a sus programas de fiscalización. Fiscalización estratégica a la exploración. Fiscalizar con especial atención concentrada en el cumplimiento de los objetivos, las inversiones en exploración controlando, de la manera más estricta posible, la calidad de la ejecución de los proyectos con los proveedores. Erradicar por completo la práctica de aumentar los montos y los plazos en los contratos de inversión. La fiscalización debe proponerse como metas de prioridad máxima, que estas prácticas nocivas de Pemex se disminuyan de manera total.


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Reintegración de las cadenas de valor. Es un tema en el cual deberá realizarse una cuidadosa revisión por parte del órgano de fiscalización superior para determinar cómo dentro de la industria petrolera la separación de los procesos de producción primaria y de transformación están afectando seriamente la generación de valor agregado. Es indispensable que la industria petrolera recupere las cadenas de valor de sus procesos productivos. Se requiere restablecer el vínculo entre la petroquímica básica y la secundaria, el petróleo crudo y los productos procesados, mediante la generación de petrolíferos con alto valor de refinación.

Reservas de hidrocarburos. Evaluar las opciones de corto y mediano plazo de restitución de reservas petroleras, es una oportunidad para la fiscalización. En el corto plazo, la estrategia más verosímil de reconstitución de reservas petroleras es la exploración en aguas no profundas en donde se identifican reservas del orden de los 24 mil millones de barriles.

Limitar recursos presupuestales a campos de difícil acceso. Será importante que la ASF valore en términos de costo-beneficio la explotación de yacimientos complejos de alto costo de extracción y de baja productividad, como lo es el Activo Terciario del Golfo (Chicontepec) que está implicando costos de extracción muy superiores a otros campos petrolíferos de mayor productividad.

Metodologías para cuantificar reservas probadas. Se ha encontrado que tales metodologías no son las más eficientes debido a que con su utilización se ha sobreestimado el volumen de reservas y existe un margen de más de 70% de la estimación original que es considerado de difícil acceso. En consecuencia, el órgano de fiscalización superior debería revalorar la mecánica para su estimación incorporando el concepto de reservas probadas netas o efectivas, la estructura de costos y el acceso difiere por lo que las nuevas estimaciones deberían agregar una composición de costos por tipo de reservas a explotar.

Proceso de construcción de la Refinería de Tula, Hidalgo. Es necesario que la fiscalización superior evalúe el proceso de construcción de la refinería prevista, para evitar retrasos adicionales que impliquen mayores costos de operación de Pemex Refinación. Ante el exceso de capacidad de producción de un buen número de refinerías de las principales empresas multinacionales, sería recomendable que el órgano de fiscalización superior realice una evaluación del sistema de refinerías internacional donde se analice la magnitud de la sobrecapacidad, los márgenes variables y la probable reducción de la capacidad de refinación que podrían estar buscando algunas de esas corporaciones. Igualmente se propone evaluar la viabilidad financiera, legal en términos de propiedad y tecnológica que podría significar para Pemex y el país la compra de alguna de esas refinerías.

Concesiones a estaciones de gasolina. Un área clara de oportunidad para la fiscalización es evaluar la competitividad generada en el esquema de otorgamiento de



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concesiones de estaciones de venta de gasolina, con el objetivo de evitar una indebida concentración de las empresas propietarias de las estaciones de gasolina.

Evaluación de los márgenes de refinación de Pemex. Bajo una comparativa internacional es un tema trascendente para la fiscalización superior. Entre 2008 y 2009, se registraron marcados descensos en los márgenes variables de las 6 refinerías existentes en el país, debido principalmente a la falta de recursos para darle mantenimiento a todo el SNR y para la reconfiguración de las plantas que están en operación. Los recursos requeridos son cuantiosos en la medida que se ha permitido la acumulación de limitaciones en ductos, transporte, mantenimiento de trenes de procesos y la propia reconfiguración. Evaluar las estrategias de riesgos de la coberturas de precios petroleros de PEMEX y SHCP. La fiscalización de la nueva gestión de riesgos requiere de un enfoque global, que distinga entre Macro cobertura y microcobertura y precise la coordinación necesaria entre PEMEX y SHCP en la ejecución de las coberturas, examinando el riesgo de base y los riesgos financieros de la cobertura que en otros casos han generado quebranto por riesgo operativo y/o financiero a empresas petroleras y a fondos de gestión de recursos petroleros. El fondo petrolero de Noruega por ejemplo, registró pérdidas con la crisis financiera internacional de 2007.

Los costos de administración de Pemex. Es un tema que merece una amplia reflexión y revisión por parte de la fiscalización superior. En el apartado correspondiente de la problemática sectorial se concluyó que entre 1999 y 2009, el organismo casi duplicó en términos reales su gasto administrativo por empleado al pasar de 264 mil pesos a 473 mil pesos; la plantilla de personal que Pemex da a conocer en su página web, pasó de 129 mil plazas en 1999 a 145 mil en 2009; cifras extraoficiales indican que existen alrededor de 75 mil plazas de pensionados y jubilados que será conveniente corroborar, con lo cual la plantilla total de la paraestatal se ubicaría en 220 mil plazas.

Los proyectos de desarrollo tecnológico, es otro renglón que debe abordarse con la aplicación de mayores recursos a la investigación y desarrollo de tecnologías aplicables a la industria petrolera dirigidos a subsanar las enormes carencias financieras del Instituto Mexicano del Petróleo, que sólo en el papel ha sido considerado como brazo tecnológico de PEMEX.

Replantear el costo fiscal de Pemex. Se requiere revisar sensiblemente a la baja el DOH y evaluar objetivamente los requerimientos financieros de la APF; un esfuerzo serio de reducir el DOH sería bajarlo en alrededor de 30 puntos porcentuales y destinar esos recursos a apuntalar los proyectos estratégicos de la industria petrolera; esa disminución significaría también revisar a la baja los requerimientos no estratégicos de los programas de la APF. Incluso si se aplicara una carga fiscal equivalente a la de las principales empresas petroleras, el ahorro para Pemex podría ser aun mayor; no obstante, habrá que evaluar los requerimientos financieros de otro tipo de proyectos no petroleros que se han postergado por varias décadas.


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Rentabilidad y productividad de los PIDIREGAS. La realización de una evaluación global de la rentabilidad y productividad de los proyectos PIDIREGAS es una oportunidad para la fiscalización, principalmente con la desaparición de los proyectos en octubre de 2008. Fiscalizar el trabajo de los Consejeros Independientes de PEMEX, que han permitido sin mayores objeciones, el ejercicio discrecional de los órganos de decisión de PEMEX, que en el caso del FEIIPEMEX, se tradujo en una reducción del fondo para gasto operativo de PEMEX y no para ampliar la infraestructura de la refinación de la paraestatal.

Precios de transferencia. La evaluación integral de la eficiencia del sistema de precios de transferencia que rige entre las subsidiarias de PEMEX, es un también un tema que debe ser perfectamente abordado y transparentado por la fiscalización superior.

Contratos incentivados o de desempeño. Luego de las revisiones al marco normativo del Reglamento de la Ley de PEMEX, será conveniente transparentar los términos en los que quedaron redactados los nuevos contratos y verificar si efectivamente se eliminó la posibilidad de asignar a contratistas particulares parte de la renta petrolera de los proyectos donde tengan participación.

4.1.5 Áreas de oportunidad para el trabajo legislativo Se proponen algunos temas y áreas de oportunidad que requieren ser valorados y considerados para incorporarlos en una probable agenda de reformas y propuestas legislativas.

Restringir la explotación de campos petroleros de alto costo. Se requiere que en el trabajo legislativo se diseñe una normatividad que restrinja los trabajos de perforación y extracción en campos petrolíferos que tienen un costo elevado por barril de petróleo crudo, absorben importantes montos de recursos presupuestales en gasto de inversión y los volúmenes de producción son reducidos. Como ejemplo se encuentra el Proyecto del Activo Terciario del Golfo (PATG). Abatir el costo fiscal de Pemex. Será importante retomar el debate en torno al régimen fiscal de PEMEX y legislar en materia de impuestos y derechos cobrados a la paraestatal y sus empresas filiales, con objeto de reducir la carga fiscal que implica que el Gobierno Federal obtenga por este concepto alrededor de 130% de sus ingresos de operación, según lo recaudado en 2009, y permita que la paraestatal utilice parte de esos recursos para financiar proyectos de inversión de largo plazo, destinándolos a la exploración e investigación de nuevos yacimientos y reconfigurar su planta productiva. Regular a la industria petroquímica. La instancia legislativa debe proceder a generar una regulación que otorgue certidumbre jurídica a las inversiones del sector público y



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privado dentro de la industria petroquímica y que se proponga una clasificación de petroquímicos básicos y secundarios que permitan reintegrar las cadenas de valor en todas las fases del proceso productivo, sobre todo emitir iniciativas que permitan el aprovechamiento pleno del gran potencial del mercado doméstico nacional por parte de PPQ. Estudios de factibilidad en la compra de activos. Que cualquier compra de activos por parte de Pemex y/o sus empresas filiales, dentro o fuera del territorio nacional sea autorizado por la Cámara de Diputados. Que en la adquisición, transferencia o compra directa exista un estudio de factibilidad de costo-beneficio de probables proyectos y que éste sea valorado y dictaminado por la Auditoría Superior de la Federación. En especial activos que estén relacionados con la compra de refinerías de propiedad extranjera. Regular obras de reconfiguración en refinerías. Es importante que se fortalezca la normatividad en obras de inversión física y particularmente las relacionadas con los proyectos de reconfiguración de plantas de refinación de petróleo crudo. Los hallazgos encontrados por la ASF en el Proyecto Minatitlán muestran atrasos de obra importantes, que están elevando sensiblemente el costo del proyecto, no existen sanciones para los contratistas responsables de la obra y se están extendiendo los plazos para aumentar la capacidad de transformación de crudos pesados y ligeros. Limitar la discrecionalidad de los Comités Técnicos de los fideicomisos para transferir recursos para su utilización a finalidades distintas a las programadas.


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4.2 Suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos El sector eléctrico enfrenta retos importantes que buscan definir los niveles de las tarifas eléctricas, considerando su impacto en las decisiones de inversión y en la competitividad de la economía; mejorar la calidad del suministro de energía eléctrica mediante el desarrollo de la infraestructura necesaria; expandir las centrales generadoras considerando que las plantas de ciclo combinado requieren de mayores importaciones de gas natural, en un entorno de altos precios de este combustible; intercambiar energía entre regiones; y distribuir la energía a más de 3 millones de habitantes que aún no cuentan con el servicio eléctrico. La evaluación de los resultados del trabajo de fiscalización de la Auditoría Superior de la Federación en el sector eléctrico se realiza efectivamente sobre la base de estos objetivos y considerando la problemática del sector.

4.2.1 Enfoque de la fiscalización superior Las auditorías efectuadas por la ASF estuvieron enfocadas a la revisión y cumplimiento de aspectos legales técnicos y financieros de obras de inversión física ejecutadas por cuenta de CFE, en su mayoría. Asimismo, varias de las auditorías al sector se dirigieron a valorar el cumplimiento de algunos de los objetivos y estrategias del PND y del Programa Sectorial de Energía; fue el caso de las auditorías de desempeño a los Proyectos de Infraestructura de Electricidad que tienen relación con la generación y aumento de la capacidad de generación de electricidad y algunas de inversión física a Líneas de Transmisión y a las Centrales Geotermoeléctrica, Hidroeléctrica y Termoeléctrica. Las dos revisiones a la SENER y CFE relativas al proceso de construcción de proyectos de infraestructura económica de electricidad, se enfocaron a la evaluación de la cobertura, calidad y competitividad de la infraestructura, y el cumplimiento de objetivos y metas, con base en el análisis de la información, documentación y bases estadísticas de carácter programático, presupuestal y financiero. La ASF evaluó la eficacia de la política pública orientada a elevar la cobertura, calidad y competitividad de la infraestructura; la eficiencia en el proceso, con base en la revisión de la participación de la CFE en la planeación de la expansión del Sector Eléctrico y en el proceso de construcción de proyectos de Infraestructura Económica de Electricidad. De igual forma, el órgano de fiscalización superior de la Federación enfocó sus evaluaciones a la valoración de la economía en la aplicación de los recursos presupuestarios de inversión en Proyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS), así como a los recursos de los programas presupuestarios relacionados con el desarrollo y construcción de infraestructura eléctrica.



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4.2.2 Contenido de auditorías relevantes En el sector eléctrico destacan las auditorías de desempeño de la SENER y CFE a los Proyectos de Infraestructura Económica de Electricidad y del Proceso de Liquidación de Luz y Fuerza del Centro (LFC), las de CFE de Ingresos por Venta de Energía, Cuentas por Cobrar y Estimación para Cuentas de Cobro Dudoso y otras de inversión física. COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE) Se revisaron diversos temas orientados principalmente a medir el desempeño de la infraestructura eléctrica y cumplimiento de la normatividad en proyectos de inversión física.

Proyectos de Infraestructura Económica de Electricidad Se determinó que en 2009, la CFE alcanzó una cobertura de 96.8%, con lo cual tuvieron acceso al servicio eléctrico 105.8 millones de habitantes de los 109.3 millones que integraban la población nacional, quedando por atenderse 3.4 millones de habitantes, sin que se estableciera una meta anual a fin de evaluar el resultado obtenido. Durante el periodo 2000–2009, la cobertura del servicio eléctrico se incrementó en 0.25%, en promedio anual. Asimismo, con base en este dato, se estima que la meta de 97.5% de cobertura de servicio eléctrico se alcanzará para 2012. En 2009, la CFE no estableció metas sobre competitividad ni cumplió con el objetivo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 y en el Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012 de elevar la competitividad de la infraestructura, ya que la inversión realizada en esa materia se ubicó en el escenario inercial, el cual es el más bajo de los escenarios. Además, la evaluación de la calidad del servicio eléctrico en México descendió 14 lugares al pasar de la posición 73 de 125 países evaluados en 2006, al lugar 87 de 134 países evaluados en 2009, lo que revela que no se cumplirá la meta de competitividad establecida para 2012 de ubicar a México dentro de los 54 países mejor evaluados.

Comentarios de la UEC El sector eléctrico mexicano requiere un diagnóstico detallado y una propuesta de una profunda reconfiguración; la extinción de LyFC no corrige el problema de fondo que es la reconstitución de la capacidad de generación eléctrica pública a costos y precios competitivos, de tal manera que atienda las necesidades de consumo de los diversos sectores económico y doméstico utilizando su propia infraestructura que está subutilizada.


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La CFE disminuyó su capacidad de generación en más de 12 mil MW para permitir el ingreso de los permisionarios privados y los seis millones de usuarios, cuyo suministro era cubierto por LyFC, el cual será atendido por estos mismos permisionarios. Es necesario revisar y evaluar el modelo de intensa participación de los permisionarios privados que están afectando el servicio público nacional, primero con la extinción y liquidación de LyFC y progresivamente con la pérdida de capacidad de generación de electricidad por parte de CFE. Los elevados márgenes de generación son producto del gran número de permisos otorgados a Productores Externos de Energía (PEE), por parte de la CRE, que están generando nueva infraestructura eléctrica en manos privadas en detrimento de la subutilización de la pública.

Proceso de liquidación de Luz y Fuerza del Centro

Se constató que el 11 de octubre de 2009, la CFE suscribió con el SAE un convenio con objeto de asegurar la prestación del servicio público de energía eléctrica en el área geográfica en la que, hasta antes de la expedición del Decreto, venía prestándolo LyFC, y para que los bienes necesarios para la prestación de ese servicio, se utilizaran conforme a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. Se comprobó que la CFE, en el periodo del 11 de octubre al 31 de diciembre de 2009, suscribió 761 contratos mediante el proceso de adjudicación directa, que tienen por objeto garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica en el área geográfica en la que venía prestándolo LyFC, para obra pública y, para difundir la campaña de comunicación social para informar que la CFE prestaría el servicio en esa zona. En diciembre de 2010, el SAE y la CFE informaron que desde el inicio del proceso de liquidación las autoridades y responsables de dicho proceso, se han reunido en forma periódica para atender institucionalmente los temas afectos a la desincorporación de LyFC.

Comentarios de la UEC Si bien la revisión se enfocó al cumplimiento de las disposiciones normativas aplicables al proceso de liquidación de Luz y Fuerza del Centro, es importante recordar que en la revisión de la Cuenta Pública 2007, la ASF se pronunció en el sentido de que el funcionamiento de LFC no era conveniente desde el punto de vista de la economía nacional. Los resultados revelaban la existencia de un severo riesgo, que ameritaba en su momento la evaluación de la pertinencia de realizar cambios estructurales en el organismo o, en su caso, disolverlo o fusionarlo a la Comisión Federal de Electricidad conforme lo establece el artículo 16 de la Ley Federal de Entidades Paraestatales.



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Ingresos por Venta de Energía

El órgano de fiscalización superior de la Federación constató que la documentación de un mes de los ingresos por venta de energía de CFE, correspondientes al ejercicio 2009, en 25 agencias integradas en 9 zonas de las gerencias divisionales de distribución Golfo Norte, Norte, Jalisco y Bajío, por un total de 1 mil 152.7 millones de pesos, se registró contablemente y que los montos consignados en las fichas de depósito bancarias, los movimientos mostrados en los estados de cuenta bancarios y los auxiliares de la Cuenta de Bancos, de cada gerencia divisional coinciden. Se determinaron inconsistencias en la estructura de las bases de datos, proporcionadas por las gerencias divisionales, ya que en los archivos extraídos del Sistema Comercial (SICOM), se identificaron campos en blanco en los conceptos de medios de cobranza, tarifa, agencia y giro en 496 mil 419 registros, que muestran un importe de 965.5 millones de pesos; campos duplicados en 1 mil 817 registros, por un monto de 20.8 millones de pesos; 4 campos con fechas inválidas; campos en ceros en los conceptos de Agencia y Giro en 5,639 registros, por un monto de 11.9 millones de pesos; 64 mil 571 registros, que no muestran consumo y el importe de cero; 102 mil 994 registros que muestran consumo y el importe de cero; y 17 mil 857 registros en donde la descripción en la columna de Medio de Cobranza es ―Comisionista‖, por un monto de 4.5 millones de pesos, lo que impide identificar al comisionista, de acuerdo con el catálogo correspondiente. Se revisaron tanto la aplicación como el cálculo de las tarifas para la determinación de los consumos de energía en el ejercicio de 2009, con los datos proporcionados por las gerencias divisionales de distribución Golfo Norte, Norte, Jalisco y Bajío, obtenidos del sistema SICOM, y se constató que las tarifas de los diversos segmentos, se aplicaron de conformidad con los lineamientos y tarifas autorizadas por la SHCP.

Comentarios de la UEC Es necesario que la ASF agote los procedimientos seleccionados toda vez que los resultados del informe no brindan certidumbre respecto de si se llevó a cabo una revisión del sistema de control interno para operar el Sistema de Comercialización (SICOM) de CFE, y si fueron revisadas las lecturas de los consumos de energía eléctrica fuera del SICOM, para constatar su veracidad. El informe no permite identificar la integración de los ingresos mensuales por la muestra seleccionada, como lo sugiere el procedimiento descrito. Se requiere, también, que los métodos de muestreo no sólo consideren factores cuantitativos, sino cualitativos, toda vez que para el caso de la revisión en particular, las condiciones climáticas influyen en los consumos de energía eléctrica, lo que permitiría diferenciar los consumos por temporadas y verificar su razonabilidad respecto a la revisión de reportes de lecturas de los consumos de energía.


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Cuentas por Cobrar y Estimación para Cuentas de Cobro Dudoso La ASF indicó que es necesario que la CFE formalice los instrumentos jurídicos con el SAEB, a efecto de que se definan las atribuciones y gestiones de cobro, por los adeudos de los usuarios que atendía la extinta LyFC. La CFE debe conciliar los adeudos que integran la base de datos de la extinta LyFC según el sistema comercial contra las cifras contables y elaborar los registros contables procedentes. Se determinó que CFE debe implementar acciones de reclasificación y registro de cifras por las transferencias bancarias realizadas en el área de Transmisión, de acuerdo con los montos establecidos en la sentencia condenatoria del 23 de abril de 2010. CFE deberá aclarar y proporcionar la documentación justificativa y comprobatoria de 426.3 millones de pesos, relativo a los registros contables que integran el saldo de la cuenta Por Servicios de Laboratorio al cierre del ejercicio 2009.

Comentarios de la UEC Es necesario que la ASF promueva ante el Órgano Interno de Control del ente, las observaciones referentes a las responsabilidades por la salvaguarda y custodia de la documentación comprobatoria que no fue proporcionada durante la revisión; asimismo, realice un seguimiento de las observaciones promovidas hasta su total solventación.

Central de Ciclo Combinado Baja California

Con la revisión se determinó que la Comisión Federal de Electricidad debe implementar mecanismos de supervisión con el fin de que se incluyan en los convenios los porcentajes que representan las modificaciones efectuadas en los plazos de los contratos a precio alzado. La ASF concluyó que CFE debe aclarar y proporcionar la documentación justificativa comprobatoria de 17.4 millones de dólares (227.6 millones de pesos) monto que correspondió a 10% de la garantía de calidad, ya que a la fecha (septiembre de 2010) no se habían corregido ni complementado las deficiencias menores.

Comentarios de la UEC Es necesario que la ASF lleve a cabo el oportuno seguimiento de las observaciones promovidas; asimismo, aborde en sus revisiones el análisis al ambiente de control de las operaciones observadas, con la finalidad de que la entidad mantenga actualizado y en operación el marco operativo que regula las actividades referentes a las inversiones físicas ejecutadas.



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Rehabilitación y Modernización de Central Geotermoeléctrica Cerro Prieto Unidad 5.

Se constató que, con el oficio de autorización de la SENER del 9 de mayo de 2003, se autorizó la inversión de 27.7 millones de dólares para el proyecto Cerro Prieto U-5; el monto del contrato fue de 27.5 millones de dólares y, sin embargo, se observó que al amparo del convenio núm. 2 el monto ascendió a 32.1 millones de dólares y 29.9 millones de pesos, con lo cual se excedió el presupuesto autorizado en 4.4 millones de dólares y 29.9 millones de pesos. Se constató que la entidad fiscalizada y la contratista omitieron ampliar las garantías de cumplimiento del contrato de obra pública financiada relativas a los convenios núm. 1 del 6 de marzo de 2008 de ampliación de plazo, y convenio núm. 2 de ampliación de plazo y monto, formalizado el 18 de noviembre de 2009. La ASF determinó un probable daño o perjuicio o ambos al patrimonio de la CFE, por un monto de 204.7 millones de pesos.

Comentarios de la UEC Además del seguimiento que debe realizarse a las acciones promovidas, será importante que la ASF incluya dentro de sus revisiones, el marco regulatorio relativo al control interno relacionado con las operaciones verificadas, toda vez que al margen del cumplimiento de las cláusulas contractuales pactadas por las obras contratadas es necesario verificar que la entidad cuenta con un marco operativo adecuado para llevar a cabo las operaciones revisadas.

Rehabilitación y modernización de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos unidades 1y 2.

La ASF determinó que la Comisión Federal de Electricidad, debe implementar los mecanismos necesarios para fortalecer los procesos y los sistemas de control administrativo, a efecto de contar con las autorizaciones en materia de impacto ambiental que se requieran en los proyectos que ejecute, y con ello cumplir cabalmente con la normativa. La ASF determinó un probable daño o perjuicio o ambos al patrimonio de la Comisión Federal de Electricidad por un monto de 55.2 millones de pesos, por una pena convencional pendiente de aplicar por la improcedencia de la prórroga de 74 días de la fecha programada de la aceptación provisional de la unidad núm. 1 de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos, otorgada mediante el convenio núm. 3.


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SECRETARÍA DE ENERGÍA La ASF revisó la construcción de proyectos de Infraestructura Económica de Electricidad y el proceso de Liquidación de Luz y Fuerza del Centro.

Proceso de Construcción de Proyectos de Infraestructura Económica de Electricidad.

En 2009, en la coordinación y conducción de la política energética del sector eléctrico se ejercieron 764.8 millones de pesos en los programas presupuestarios Conducción de la política energética y Coordinación de la implementación de la política energética y de las entidades del sector electricidad, monto similar al presupuesto modificado. El presupuesto modificado fue de 764.8 millones de pesos, cifra superior en 147% al original, debido a los apoyos otorgados a los fondos sectoriales, a la ampliación autorizada para la ejecución del Programa de Sustitución de Equipos Electrodomésticos para el ahorro de energía eléctrica y para cubrir los gastos operativos que demandaron las acciones para dar debida observancia a los diversos ordenamientos legales en materia energética con motivo de la aprobación de la Reforma Energética. No fue posible verificar las actividades que la SENER realizó en 2009, para la determinación de las necesidades de crecimiento o sustitución de capacidad de generación del sistema, ya que la Dirección General de Generación, Conducción y Transformación de Energía Eléctrica no presentó la evidencia documental del análisis que debió realizar de las soluciones técnicas y el costo económico total de largo plazo de la energía proveniente de los proyectos recomendados por la CFE para cubrir la adición o sustitución de capacidad que se requiera para satisfacer la demanda de energía eléctrica en el país.

4.2.3 Balance de la fiscalización superior

La fiscalización efectuada en la revisión de la Cuenta Pública 2009 permite conocer la eficacia de la política pública orientada a elevar la cobertura, calidad y competitividad de la infraestructura; la eficiencia en el proceso, con base en la revisión de la participación de la CFE en la planeación de la expansión del Sector Eléctrico y en el proceso de construcción de proyectos de Infraestructura Económica de Electricidad.

Será importante que para completar una evaluación del sector, la ASF pueda profundizar en este tipo de revisiones y calcule el impacto que en los últimos años está representando el papel de los permisionarios en el servicio público de energía, toda vez la energía eléctrica que ellos generan aumentó a una tasa media anual de 26.4%, destacando el crecimiento y volumen generado de los PIE´s, el autoabastecimiento y la cogeneración: su contribución en el volumen generado pasó de 4.3% en 2000 a 40.3% en 2009.



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En este documento se ha señalado que aunque la CFE cuenta con 65% de la capacidad de generación de electricidad, ésta se ocupa parcialmente debido a que se privilegia la generación potencial de los permisionarios. En la parte regulatoria, no se realizaron revisiones al marco normativo en el que operan los PEE y que es autorizado en los contratos de la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Se desconocen los términos en que los PEE obtienen las adjudicaciones de las licitaciones de los diversos proyectos otorgados por CFE. Asimismo, no son conocidas las condiciones sobre las cuales se vende electricidad a la paraestatal relativas a las tarifas y los márgenes de ganancia con los que operan estos permisionarios. Por ello, resulta necesario que la ASF revise y transparente los contratos autorizados por la CRE y se hagan públicas sus características, términos y condiciones. Hace falta una evaluación del proceso de baja utilización y nulo crecimiento de la capacidad de generación de electricidad por parte de CFE, con los costos operativos que ello implica. La capacidad de generación del servicio público aumentó a una TMA de 0.9% en 2000-2009 y los Productores Independientes (PIE´s), la incrementaron en 42.1%. Es preciso disponer de una valoración del órgano de fiscalización, sobre los factores que están propiciando el desplazamiento de las empresas de servicio público por parte de empresas de capital extranjero como Iberdrola, EDF International, Unión Fenosa, Mitsubishi e Integren, entre otras. Igualmente importante será monitorear y evaluar el deterioro progresivo de la situación financiera de CFE, que en 2008-2009 acumuló pérdidas operativas por 57.4 miles de millones de pesos y tuvo que recibir subsidios del Gobierno Federal por 175.3 miles de millones de pesos para resarcir sus pérdidas. Adicionalmente, los gastos y costos de explotación, determinados principalmente por la venta de electricidad de los PEE, son superiores a los ingresos por ventas. Se requiere que la ASF realice un diagnóstico integral de la problemática operativa y financiera de CFE que permita determinar cuáles son los escenarios más probables de su desempeño en al menos los próximos cinco años.

4.2.4 Temas de interés para la fiscalización Capacidad de generación de electricidad. La fiscalización superior tiene un amplio potencial en temas como la revisión de la capacidad de generación de la CFE, que está siendo subutilizada, con el aumento de los costos fijos y variables que ello implica, para permitir que los productores externos de energía exploten y vendan al organismo público la electricidad que generan. Estos productores no asumen riesgos porque deciden vender a la CFE la energía que producen a los precios que pactaron en contratos que se extienden por 25 años y más.


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Transparencia en los contratos autorizados por la CRE. Existe un campo a evaluar por parte de la ASF en materia de licitaciones y permisos a permisionarios privados como Iberdrola, EDF International, Mitsubishi, AES, Intergen, TransAlta, entre otros, ya que la CRE ha autorizado inversiones y proyectos que están desplazando a los productores del servicio público nacional.

Tarifas de electricidad. Será importante para la fiscalización determinar en qué medida los altos precios de los permisionarios privados provocaron el aumento de costos de las empresas públicas y éstos se transfieren a las tarifas de los usuarios de electricidad del servicio público: consumo residencial y de las diversas actividades económicas. Incluso en qué medida también la reventa de electricidad a LFC, adquirida de los permisionarios por parte de CFE, con una sobretasa, deterioró aún más la difícil situación financiera del organismo liquidado.

Subsidios al sector eléctrico. La fiscalización tendrá como tarea la revisión de los subsidios que el Gobierno Federal ha entregado con recursos presupuestales a las dos empresas públicas, LFC y CFE, para compensar las bajas tarifas eléctricas y determinar si efectivamente deben ser imputados a las bajas tarifas o a los altos costos de venta derivados de los pagos que la CFE está realizando a los permisionarios privados por la adquisición de energía eléctrica.

Márgenes de electricidad. Es importante que la ASF evalúe bajo qué criterios de política energética la CRE está autorizando esos permisos que están desplazando a las empresas del servicio público y están generando una sobreoferta en la capacidad de generación eléctrica.

4.2.5 Áreas de oportunidad para el trabajo legislativo. Redefinir la estructura del SEN. Será importante que el trabajo legislativo revise y, en su caso, genere propuestas para redefinir la estructura del SEN. Un tema a debatir será la propuesta de replantear el reposicionamiento del Servicio Público mediante una estrategia de largo plazo con rectoría del Estado que garantice el suministro eléctrico con tarifas adecuadas para los usuarios. Contratos de energía eléctrica. Que la H. Cámara de Diputados, promueva la apertura y transparencia de los contratos de largo plazo asignados por la CRE a los productores externos de energía. Apertura de las adjudicaciones. Que la H. Cámara de Diputados, promueva el proceso de licitaciones y permisos a permisionarios privados como Iberdrola, EDF International, Mitsubishi, AES, TransAlta, entre otros. Tarifas eléctricas. Que la H. Cámara de Diputados, regule y autorice la política de tarifas del sector eléctrico nacional.



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4.3 Aprovechamiento de fuentes renovables El Programa Sectorial de Energía 2007-2012, de la SENER, establece dos objetivos en la materia: promover el uso y producción eficientes de la energía, y fomentar el aprovechamiento de fuentes renovables de energía y biocombustibles.

4.3.1 Enfoque de la fiscalización superior El desarrollo de la fiscalización en este ámbito aún es incipiente, debido a que en México hasta muy recientemente se empezaron a implementar políticas públicas que buscan instrumentar estrategias de ahorro y uso eficiente de la energía. PEMEX, CFE y la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE), entre otras dependencias de la Administración Pública Federal, tienen programas dirigidos a la promoción de la conservación del medio ambiente y ahorro de energía. En la fiscalización superior de la Cuenta Pública 2009, se observa que hay dos revisiones que están relacionadas con el uso eficiente de la energía y con la evaluación de acciones remediales para disminuir la contaminación del medio ambiente en suelos y presas contaminadas.

4.3.2 Contenido de las auditorías relevantes Se seleccionó la auditoría de desempeño de la CONUEE sobre el Uso Eficiente y Ahorro de Energía, así como una auditoría financiera y de cumplimiento de Pemex Exploración y Producción, relativa las Reservas para Contingencias Ambientales. COMISIÓN NACIONAL PARA EL USO EFICIENTE DE ENERGÍA (CONUEE) En la Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2009 se establece que la CONAE, ahora CONUEE, debe promover el ahorro de energía, éste considera el uso eficiente y el aprovechamiento sustentable de la energía en cuanto a la electricidad e hidrocarburos.

Promoción del Uso Eficiente y Ahorro de Energía La Auditoría Superior de la Federación constató que el índice de ahorro de energía establecido para medir la eficiencia energética fue de 2.5% en 2009, inferior en 0.3 puntos porcentuales a la meta establecida; se aprovecharon los potenciales de energía eléctrica y térmica, ya que se cumplió la meta del índice de ahorro de energía eléctrica y se superó en el ahorro de energía térmica.


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Con la aplicación del Programa de Eficiencia Energética en la Administración Pública Federal, se ahorraron 3 millones 260.1 mil barriles equivalentes de petróleo crudo (MBpe) en las instalaciones industriales de las empresas paraestatales, lo cual representó un cumplimiento de 116.4% respecto a la meta, y en inmuebles se ahorraron 147.1 MBep, resultado superior en 833.8% a la meta. Se determinó, asimismo, que en materia de eficiencia energética en flotas vehiculares de la Administración Pública Federal se ahorraron 59.8 Mbep, que significaron un cumplimiento de 55.3% con respecto de la meta; el 64.3% de los 15 estudios y guías realizados se relacionaron con el aprovechamiento sustentable de la energía; en publicaciones de carácter científico no se difundieron los resultados de los proyectos y estudios efectuados, y de una muestra de 84 asistencias técnicas, el 87.0% careció de evidencia de su realización. PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (PEP) La ASF determinó en su evaluación a PEP que el ente no cumplió las disposiciones normativas sobre los registros contables de la reserva para contingencias ambientales, por lo que emitió un dictamen negativo.

Reservas para Contingencias Ambientales

La ASF concluyó que PEP incumplió las disposiciones normativas aplicables al registro contable de la reserva para contingencias ambientales, debido a que no tiene identificada la totalidad de las áreas contaminadas, por lo que su monto para estos fines por 2 mil 398.6 millones de pesos, no refleja el pasivo real que representaría llevar a cabo las acciones de remediación y saneamiento de suelos y presas contaminados. PEP no tiene diseñado un plan o programa estratégico con un cronograma de actividades, para realizar acciones de remediación, elaboración de estudios de caracterización, de evaluación de riesgo ambiental, investigaciones históricas y propuestas de remediación, con base en el riesgo de daño causado; no cumplió con las acciones de remediación de manera oportuna, y persisten los daños ambientales originados desde 1913 hasta 2010. Se determinó que de 590 sitios contaminados e identificados por la PROFEPA, se desconoce su costo de remediación, lo que representa un pasivo oculto no reconocido en la Reserva.

4.3.3 Balance de la fiscalización Los resultados de la fiscalización en programas de uso eficiente y ahorro de energía son aún poco significativos, debido a que CFE y Pemex han realizado acciones y diseñado proyectos que apuntan hacia mayor utilización de las energías renovables. Habrá que valorar todos aquellos programas que se están implementando para reducir el gasto en insumos energéticos y la aplicación de tecnologías para aprovechar las fuentes renovables de energía.



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En el subsector eléctrico será importante valorar tanto el impacto de las políticas públicas implementadas para el ahorro en el consumo de energía eléctrica como en la generación de electricidad a través de autoabastecimiento y cogeneración y el propio potencial de cogeneración en Pemex. La SENER indica que las energías renovables como porcentaje de la capacidad de generación de energía eléctrica eran de 23% en 2006 y que la meta para 2012 es de 26%. Será importante que la ASF pueda corroborar estas magnitudes mediante revisiones de fiscalización enfocadas hacia este tema.

4.3.4 Temas de interés para la fiscalización Será importante dirigir el trabajo de fiscalización hacia una evaluación y diagnóstico dentro del sector energía de las estrategias y programas que las entidades están desarrollando, su contribución y avance en la implementación de medidas para promover el ahorro y uso eficiente de energía y el fomento de las energías renovables. Evaluación de políticas públicas. Que la ASF desarrolle un programa amplio que permita evaluar el impacto de los programas en el uso eficiente de la energía y contrastarlo con los desarrollos promovidos a nivel internacional. Contribución de CFE y Pemex. Realizar un inventario de los programas e instrumentos financieros y presupuestales implementados por ambas empresas públicas en acciones para fomentar el uso eficiente de la energía y la creación de proyectos de energías renovables. Productores Externos de Energía. Que la fiscalización evalúe los programas de los PEE dirigidos a promover el uso eficiente de la energía y el cumplimiento de las disposiciones normativas en la materia.

4.3.5 Áreas de oportunidad para el trabajo legislativo El Congreso de la Unión y en particular la Cámara de Diputados, deberán desarrollar esfuerzos en materia legislativa en la promoción y ejecución de políticas públicas que estén orientadas a ejercer recursos públicos en programas de uso eficiente de la energía y el aprovechamiento sustentable de las energías renovables. Promover el desarrollo de programas. Implementar iniciativas y propuestas legislativas para promover un uso eficiente de la energía y destinar mayores partidas presupuestales hacia proyectos que demuestren viabilidad técnica y financiera. Regulación en energías renovables. Impulsar iniciativas legislativas para desarrollar y fortalecer una regulación que permita normar y supervisar en forma adecuada a las dependencias gubernamentales del sector que están ejecutando programas de ahorro y uso eficiente de la energía.


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ANEXOS

1. RESUMEN DE AUDITORÍAS PRACTICADAS POR LA ASF EN LA

FISCALIZACIÓN SUPERIOR DE LA CUENTA PÚBLICA 2009,

SEGÚN SECTOR, ENTE AUDITADO Y TIPO DE REVISIÓN


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FINANCIERAS INVERSIONES

FÍSICASFORENSES

TOTAL 191 40 567 134 7 6 945

SECTOR HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO 19 14 49 0 1 1 84

1 Secretaría de Hacienda y Crédito Público 6 6 13 25

2 AGROASEMEX, S.A. 1 2 3

3 Banco del Ahorro Nacional y Servicios Financieros S.N.C. 1 1 2

4 Banco Nacional de Comercio Exterior, S.N.C. 4 4

5 Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos, S.N.C. 1 1 5 1 8

6 Comisión Nacional Bancaria y de Valores 1 2 1 4

7Comisión Nacional para la Protección y Defensa de los Usuarios de

Servicios Financieros1 1 2

8 Comisión Nacional de Seguros y Fianzas 2 2

9 Financiera Rural 1 1

10Fondo de Garantía y Fomento para la Agricultura, Ganadería y

Avicultura1 1

11 Fondo de Operación y Financiamiento Bancario a la Vivienda 3 3

12 Fondo Especial para Financiamientos Agropecuarios 1 1

13 Instituto para la Protección al Ahorro Bancario 2 1 3

14 Lotería Nacional para la Asistencia Pública 1 1

15 Nacional Financiera, S.N.C 1 4 5

16 Pronósticos para la Asistencia Pública 1 1

17 Servicio de Administración Tributaria 1 11 12

18 Servicio de Administración y Enajenación de Bienes 3 2 5

19 Sociedad Hipotecaria Federal 1 1

SUBTOTAL FUNCIONES DE DESARROLLO ECONÓMICO 46 9 58 94 0 5 212

SECTOR AGRICULTURA, GANADERÍA, DESARROLLO RURAL,

PESCA Y ALIMENTACIÓN7 1 8 0 0 0 16

20Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y

Alimentación4 3 7

21 Apoyos y Servicios a la Comercialización Agropecuaria 1 4 5

22 Fideicomiso de Riesgo Compartido 1 1 2

23 Fondo de Empresas Expropiadas del Sector Azucarero 1 1

24Instituto Nacional de Investigaciones Forestales, Agrícolas y

Pecuarias1 1

SECTOR COMUNICACIONES Y TRANSPORTES 9 5 5 32 0 3 54

25 Secretaría de Comunicaciones y Transportes 5 3 17 2 27

26 Administración Portuaria Integral de Altamira, S.A. de C.V. 3 3

27 Administración Portuaria Integral de Coatzacoalcos, S.A. de C.V. 1 1

28 Administración Portuaria Integral de Ensenada, S.A. de C.V. 1 1

29 Administración Portuaria Integral de Manzanillo, S.A. de C.V. 1 1

30 Administración Portuaria Integral de Mazatlán, S.A. de C.V. 1 1

31 Administración Portuaria Integral de Puerto Vallarta, S.A. de C.V. 1 1

32 Administración Portuaria Integral de Veracruz, S.A. de C.V. 1 1 3 5

33 Aeropuertos y Servicios Auxiliares 1 1

34 Caminos y Puentes Federales de Ingresos y Servicios Conexos 1 2 5 8

35 Comisión Federal de Telecomunicaciones 1 1 2

36 Servicios a la Navegación en el Espacio Aéreo Mexicano 1 1

37 Servicio Postal Mexicano 1 1

38 Telecomunicaciones de México 1 1

SECTOR ECONOMÍA 3 1 3 0 0 2 9

39 Secretaría de Economía 1 1 3 1 6

40 Comisión Federal de Competencia 1 1

41Coordinación General del Programa Nacional de Apoyo para las

Empresas de Solidaridad1 1

42 Instituto Mexicano de la Propiedad Industrial 1 1

SECTOR TRABAJO Y PREVISIÓN SOCIAL 2 1 1 0 0 0 4

43 Secretaría del Trabajo y Previsión Social 2 1 1 4

SECTOR REFORMA AGRARIA 4 0 0 0 0 0 4

44 Secretaría de la Reforma Agraria 2 2

45 Fideicomiso Fondo Nacional de Fomento Ejidal 1 1

46 Registro Agrario Nacional 1 1

SECTOR MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES 8 0 4 8 0 0 20

47 Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales 2 1 3

48 Comisión Nacional de Áreas Naturales Protegidas 1 1

49 Comisión Nacional del Agua 3 1 8 12

50 Comisión Nacional Forestal 2 2

51 Instituto Mexicano de Tecnología del Agua 1 1

52 Procuraduría Federal de Protección al Ambiente 1 1

AUDITORÍAS PRACTICADAS POR LA ASF PARA LA REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009


AUDITORÍAS DE REGULARIDADSITUACIÓN

EXCEPCIONALTOTAL



132


FÍSICASFORENSES

TOTAL 191 40 567 134 7 6 945

SECTOR ENERGÍA 11 0 34 52 0 0 97

53 Secretaría de Energía 2 2


55 Comisión Nacional para el Uso Eficiente de Energía 1 1

56 Compañía Mexicana de Exploraciones S.A. de C.V. 1 1


58 Petróleos Mexicanos 8 8

59 Pemex Exploración y Producción 2 5 23 30

60 Pemex Gas y Petroquímica Básica 2 3 5

61 Pemex Petroquímica 2 4 3 9

62 Pemex Refinación 7 11 18


SECTOR TURISMO 1 0 0 2 0 0 3

64 Secretaría de Turismo 2 2

65 Consejo de Promoción Turística de México, S.A. de C.V. 1 1

SECTOR CIENCIA Y TECNOLOGÍA 1 1 3 0 0 0 5

66 Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología 1 1 3 5

SUBTOTAL FUNCIONES DE GOBIERNO 24 8 25 4 0 0 61

PODER LEGISLATIVO 2 0 1 1 0 0 4

67 Cámara de Diputados 1 1 2

68 Cámara de Senadores 1 1 2

PODER JUDICIAL 1 0 3 0 0 0 4

69 Suprema Corte de Justicia de la Nación 1 1

70 Consejo de la Judicatura Federal 1 1 2

71 Tribunal Electoral del Poder Judicial de la Federación 1 1

PRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA 0 1 1 0 0 0 2

72 Presidencia de la República 1 1 2

SECTOR GOBERNACIÓN 6 1 4 1 0 0 12

73 Secretaría de Gobernación 3 1 2 1 7

74 Centro Nacional de Prevención de Desastres 1 1

75Instituto Nacional de Estudios Históricos de las Revoluciones de

México1 1

76 Instituto Nacional de Migración 1 1

77 Secretaría General del Consejo Nacional de Población 1 1

78 Secretariado Ejecutivo del Sistema Nacional de Seguridad Pública 1 1

SECTOR RELACIONES EXTERIORES 3 1 2 0 0 0 6

79 Secretaría de Relaciones Exteriores 2 1 2 5

80 Instituto de los Mexicanos en el Exterior 1 1

SECTOR DEFENSA NACIONAL 1 1 3 0 0 0 5

81 Secretaría de la Defensa Nacional 1 1 2 4

82 Instituto de Seguridad Social para las Fuerzas Armadas Mexicanas 1 1

SECTOR MARINA 1 1 2 1 0 5

83 Secretaría de Marina 1 1 2 1 5

SECTOR PROCURADURÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA 1 1 1 0 0 0 3

84 Procuraduría General de la República 1 1 1 3

SECTOR FUNCIÓN PÚBLICA 3 0 0 0 0 0 3

85 Secretaría de la Función Pública 3 3

SECTOR SEGURIDAD PÚBLICA 3 1 5 1 0 0 10

86 Secretaría de Seguridad Pública 1 1 1 1 4

87 Policía Federal Preventiva 1 1 2

88 Prevención y Readaptación Social 1 2 3

89 Servicios de Protección Federal 1 1

ÓRGANOS AUTÓNOMOS 3 1 3 0 0 0 7

90 Banco de México 2 2

91 Comisión Nacional de los Derechos Humanos 1 1

92 Instituto Federal Electoral 1 1 1 3

93 Instituto Nacional de Estadística y Geografía 1 1

SUBTOTAL FUNCIONES DE DESARROLLO SOCIAL 30 9 43 21 1 0 104

SECTOR EDUCACIÓN PÚBLICA 10 0 16 0 0 0 26

94 Secretaría de Educación Pública 5 5 10

95Centro de Investigación y de Estudios Avanzados del Instituto

Politécnico Nacional1 1

96 Colegio de Bachilleres 1 1

97 Colegio Nacional de Educación Profesional Técnica 1 1

98 Comisión Nacional de Cultura Física y Deporte 2 2

99 Consejo Nacional para la Cultura y las Artes 1 1

100 Consejo Nacional de Fomento Educativo 2 3 5

101 Instituto Nacional de Antropología e Historia 1 1

102 Instituto Nacional para la Educación de los Adultos 1 1

103 Instituto Politécnico Nacional 2 2

104 XE-IPN Canal 11 1 1




EXCEPCIONALTOTAL


133


FÍSICASFORENSES

TOTAL 191 40 567 134 7 6 945

INSTITUCIONES PÚBLICAS DE EDUCACIÓN SUPERIOR 6 6 0 0 0 0 12

105 Universidad Autónoma del Carmen 1 1 2

106 Universidad Autónoma del Estado de Morelos 1 1 2

107 Universidad Autónoma de Tlaxcala 1 1 2

108 Universidad de Guadalajara 1 1 2

109 Universidad de Sonora 1 1

110 Universidad Veracruzana 1 1 2

111 Instituto Estatal de Educación Normal de Nayarit 1 1

SECTOR SALUD 3 1 9 6 0 0 19

112 Secretaría de Salud 1 4 1 6

113 Centro Nacional de Equidad de Género y Salud Reproductiva 1 1

114 Comisión Nacional de Protección Social en Salud 2 2 4

115 Hospital General "Dr. Manuel Gea González" 1 1

116 Hospital General de México 1 1

117 Instituto Nacional de Medicina Genómica 1 1

118 Instituto Nacional de Rehabilitación 1 1 2

119 Laboratorios Biológicos y Reactivos de México, S.A. de C.V. 1 1 2

120 Sistema Nacional para el Desarrollo Integral de la Familia 1 1

SECTOR DESARROLLO SOCIAL 8 0 4 0 0 0 12

121 Secretaría de Desarrollo Social 3 2 5

122 Consejo Nacional de Evaluación de la Política de Desarrollo Social 1 1

123Coordinación Nacional del Programa de Desarrollo Humano

Oportunidades1 1

124 Diconsa S.A. de C.V. 1 1

125 Fideicomiso Fondo Nacional de Habitaciones Populares 2 2

126 Fondo Naacional de Fomento a las Artesanias 1 1

127 LICONSA, S.A. de C.V. 1 1

ENTIDADES NO COORDINADAS SECTORIALMENTE 3 2 14 15 1 0 35

128 Comisión Nacional de Vivienda 1 1

129 Comisión Nacional para el Desarrollo de los Pueblos Indigenas 1 1

130 Instituto Mexicano del Seguro Social 2 1 5 13 1 22

131Instituto de Seguridad y Servicios Sociales de los Trabajadores del

Estado1 1 7 2 11

SUBTOTAL ENTIDADES FEDERATIVAS Y MUNICIPIOS 72 0 392 15 5 0 484

132 Aguascalientes 2 11 13

133 Baja California 2 12 14

134 Baja California Sur 2 11 1 14

135 Campeche 2 10 12

136 Chiapas 3 12 15

137 Chihuahua 2 13 1 16

138 Coahuila 2 12 14

139 Colima 2 11 13

140 Distrito Federal 16 3 19

141 Durango 2 12 14

142 Guanajuato 3 13 1 17

143 Guerrero 3 12 15

144 Hidalgo 2 12 14

145 Jalisco 3 14 2 2 21

146 México 3 13 2 2 20

147 Michoacán 3 13 16

148 Morelos 1 12 13

149 Nayarit 2 10 12

150 Nuevo León 2 14 1 17

151 Oaxaca 4 12 16

152 Puebla 3 12 1 16

153 Querétaro 2 12 1 15

154 Quintana Roo 2 13 15

155 San Luis Potosí 2 13 15

156 Sinaloa 2 14 16

157 Sonora 2 14 16

158 Tabasco 3 12 1 16

159 Tamaulipas 2 12 14

160 Tlaxcala 2 11 1 14

161 Veracruz 3 12 1 16

162 Yucatán 2 12 14

163 Zacatecas 2 10 12





EXCEPCIONALTOTAL


135

2. RESUMEN DE OBSERVACIONES-ACCIONES PROMOVIDAS POR

LA ASF EN LA FISCALIZACIÓN SUPERIOR DE LA CUENTA

PÚBLICA 2009, SEGÚN SECTOR, ENTE AUDITADO Y TIPO DE

ACCIÓN.


137


TOTAL CUENTA PÚBLICA 2009 945 7,296 4,568 1,341 63 382 1,374 972 34 4 8,738

SUBTOTAL HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO 84 309 261 59 16 30 108 10 3 2 489

1 Secretaría de Hacienda y Crédito Público 25 73 49 23 3 21 4 100

2 Agroasemex, S.A. 3 4 2 2 4

3 Banco Nacional de Comercio Exterior, S.N.C. 4 13 11 1 4 16

4 Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos, S.N.C. 8 32 28 4 14 9 1 2 58

5 Banco del Ahorro Nacional y Servicios Financieros, S.N.C. 2 2 1 1 2

6 Financiera Rural 1 6 6 1 3 10

7Fondo de Garantía y Fomento para la Agricultura, Ganadería y

Avicultura1 2 2

2

8 Fondo Especial para Financiamientos Agropecuarios 1 0

9 Fondo de Operación y Financiamiento Bancario a la Vivienda 3 15 20 2 4 26

10 Instituto para la Protección al Ahorro Bancario 3 2 1 1 2

11 Lotería Nacional para la Asistencia Pública 1 8 7 2 9 1 19

12 Nacional Financiera, S.N.C 5 20 20 7 1 28

13 Pronósticos para la Asistencia Pública 1 1 1 1 2

14 Comisión Nacional Bancaria y de Valores 4 8 12 2 2 16

15 Servicio de Administración y Enajenación de Bienes 5 48 33 14 1 17 65

16 Servicio de Administración Tributaria 12 63 63 11 15 2 20 3 3 117

17 Sociedad Hipotecaria Federal, S.N.C. 1 10 7 3 10 20

18Comisión Nacional para la Protección y Defensade los Usuarios de

Servicios Financieros2 1 1

1

19 Comisión Nacional de Seguros y Fianzas 2 1 1 1

SUBTOTAL FUNCIONES DE DESARROLLO ECONÓMICO 212 1,172 558 561 4 194 134 64 21 0 1,536

SECTOR AGRICULTURA, GANADERÍA, DLLO. RURAL, PESCA Y

ALIMENTACIÓN16 170 89 51 4 33 25 14 9 0 225

20Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y

Alimentación7 106 41 44 20

17 13 8 143

21 Apoyos y Servicios a la Comercialización Agropecuaria 5 44 39 12 7 58

22 Fondo de Empresas Expropiadas del sector Azucarero 1 0

23 Fideicomiso de Riesgo Compartido 2 15 9 2 4 1 1 1 1 19

24Instituto Nacional de Investigaciones Forestales, Agrícolas y

Pecuarias1 5 5

5

SECTOR COMUNICACIONES Y TRANSPORTES 54 240 98 108 0 61 22 10 0 0 299

25 Secretaría de Comunicaciones y Transportes 27 122 47 48 42 3 3 143

26 Administración Portuaria Integral de Altamira, S.A. de C.V. 3 14 14 1 5 4 24

27 Administración Portuaria Integral de Manzanillo, S.A. de C.V. 1 0

28 Administración Portuaria Integral de Puerto Vallarta, S.A. de C.V. 1 7 4 4 3 11

29 Administración Portuaria Integral de Veracruz, S.A. de C.V. 4 12 2 10 3 15

30 Administración Portuaria Integral de Coatzacoalcos, S.A. de C.V. 1 4 4 1 5

31 Aeropuertos y Servicios Auxiliares 2 7 7 3 10

32 Caminos y Puentes Federales de Ingresos y Servicios Conexos 8 37 14 12 9 4 3 42

33 Comisión Federal de Telecomunicaciones 2 27 35 35

34 Servicio Postal Mexicano 1 3 2 1 2 5

35 Servicios a la Navegación en el Espacio Aéreo Mexicano 1 1 1 1 2

36 Administración Portuaria Integral de Ensenada, S.A. de C.V. 1 3 3 3

37 Administración Portuaria Integral de Mazatlan, S.A. de C.V. 1 2 2 1 3

38 Telecomunicaciones de México 1 1 1 1

SECTOR ECONOMÍA 9 86 40 65 0 4 14 0 0 0 123

39 Secretaría de Economía 6 71 40 42 4 14 100

40Coordinación General del Programa Nacional de Apoyo para las

Empresas de Solidaridad1 14 22

22

41 Instituto Mexicano de la Propiedad Industrial 1 1 1 1

42 Comisiòn Federal de Competencia 1 0

SECTOR TRABAJO Y PREVISIÓN SOCIAL 4 26 11 19 0 2 2 0 0 0 34

43 Secretaría del Trabajo y Previsión Social 4 26 11 19 2 2 34

SECTOR REFORMA AGRARIA 4 37 0 49 0 0 0 0 0 0 49

44 Secretaria de la Reforma Agraria 2 18 30 30

45 Fideicomiso Fondo Nacional de Fomento Ejidal 1 8 8 8

46 Registro Agrario Nacional 1 11 11 11

SECTOR MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES 20 175 57 143 0 10 15 19 9 0 253

47 Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales 3 36 50 1 2 1 54

48 Comisión Nacional del Agua 12 100 47 59 9 12 17 9 153

49 Comisión nacional de Áreas Naturales Protegidas 1 11 12 12

50 Instituto Mexicano de Tecnólogia del Agua 1 7 7 7

51 Procuraduría Federal de Protección al Ambiente 1 12 15 15

52 Comisión Nacional Forestal 2 9 10 1 1 12

OBSERVACIONES-ACCIONES PROMOVIDAS POR LA ASF EN LA REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009

N° SECTOR / ENTE REVISIONES OBSERVACIONESACCIONES PROMOVIDAS

TOTAL



138


TOTAL CUENTA PÚBLICA 2009 945 7,296 4,568 1,341 63 382 1,374 972 34 4 8,738

SECTOR ENERGÍA 97 357 209 94 0 73 43 19 3 0 441

53 Comisión Federal de Electricidad 21 43 31 4 7 8 5 3 58

54 Sector Energía 2 4 4 4

55 Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A. de C.V. 1 2 2 2

56 Instituto Mexicano del Petróleo 1 1 1 1

57 Comisión Nacional para el Uso Eficiente de Energía 1 6 8 8

58 Petróleos Mexicanos 8 17 16 3 4 23

59 Pemex Exploración y Producción 30 123 65 31 34 9 1 140

60 Pemex Gas y Petroquímica Básica 5 23 7 19 2 28

61 Pemex Petroquímica 9 61 19 28 13 5 12 77

62 Pemex Refinación 18 76 66 16 15 1 98

63 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 1 1 2 2

SECTOR TURISMO 3 46 28 19 0 11 1 0 0 0 59

64 Secretaría de Turismo 2 29 28 11 1 40

65 Consejo de Promoción Turística de México, S.A. de C.V. 1 17 19 19

SECTOR CIENCIA Y TECNOLOGÍA 5 35 26 13 0 0 12 2 0 0 53

66 Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología 5 35 26 13 12 2 53

SUBTOTAL FUNCIONES DE GOBIERNO 61 501 249 313 3 45 105 11 0 0 726

PODER LEGISLATIVO 4 39 18 41 0 2 0 0 0 0 61

67 Cámara de Diputados 2 22 9 24 1 34

68 Cámara de Senadores 2 17 9 17 1 27

PODER JUDICIAL 4 18 11 3 0 6 1 0 0 0 21

69 Suprema Corte de Justicia de la Nación 1 1 1 1

70 Consejo de la Judicatura Federal 2 5 3 3 6

71 Tribunal Electoral del Poder Judicial de la Federación 1 12 8 5 1 14

PRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA 2 5 5 0 0 0 1 0 0 0 6

72 Presidencia de la República 2 5 5 1 6

SECTOR GOBERNACIÓN 12 119 42 88 1 9 36 4 0 0 180

73 Secretaría de Gobernación 7 55 36 31 9 11 3 90

74 Centro Nacional de Prevención de Desastres 1 11 15 15

75Instituto nacional de Estudios Históricos de las Revoluciones de

México1 23 2

21 1 24

76 Secretariia General del Consejo Nacional de Población 1 18 28 28

77 Secretariado Ejecutivo del Sistema Nacional de Seguridad Pública 1 9 14 14

78 Instituto Nacional de Migración 1 3 4 1 4 9

SECTOR RELACIONES EXTERIORES 6 61 26 48 0 3 2 0 0 0 79

79 Secretaría de Relaciones Exteriores 5 45 26 29 3 2 60

80 Instituto de los Méxicanos en el Exterior 1 16 19 19

SECTOR DEFENSA NACIONAL 5 47 42 10 1 5 11 0 0 0 69

81 Secretaría de la Defensa Nacional 4 42 36 10 1 5 9 61

82 Instituto de Seguridad Social para las Fuerzas Armadas Mexicanas 1 5 62 8

SECTOR MARINA 5 26 12 25 0 1 3 0 0 0 41

83 Secretaría de Marina 5 26 12 25 1 3 41

SECTOR PROCURADURÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA 3 22 18 7 0 2 3 0 0 0 30

84 Procuraduría General de la República 3 22 18 7 2 3 30

SECTOR FUNCIÓN PÚBLICA 3 30 0 46 0 0 0 0 0 0 46

85 Secretaría de la Función Pública 3 30 46 46

SECTOR SEGURIDAD PÚBLICA 10 81 62 37 0 8 18 2 0 0 127

86 Secretaría de Seguridad Pública 4 22 20 7 4 6 1 38

87 Policía Federal Preventiva 2 15 10 8 3 4 25

88 Prevención y Readaptación Social 3 32 18 22 1 4 1 46

89 Servicio de Protección Federal 1 12 14 4 18

ÓRGANOS AUTÓNOMOS 7 53 13 8 1 9 30 5 0 0 66

90 Instituto Federal Electoral 3 39 7 7 1 7 24 5 51

91 Banco de México 2 1 1 1

92 Comisión Nacional de los Derechos Humanos 1 4 4 4

93 Instituto Nacional de Estadística y Geografía 1 9 2 2 6 10

SUBTOTAL FUNCIONES DE DESARROLLO SOCIAL 104 1,009 620 408 4 65 247 55 7 1 1,407

SECTOR EDUCACIÓN PÚBLICA 26 290 158 147 2 28 77 25 7 0 444

94 Secretaría de Educación Pública 10 149 76 77 1 23 37 16 7 237

95Centro de Investigación y de Estudios Avanzados del Instituto

Politécnico Nacional1 9 9

1 10

96 Colegio Nacional de Educación Profesional Técnica 1 13 14 14

97 Colegio de Bachilleres 1 5 5 5

98 Comisión Nacional de Cultura Física y Deporte 2 20 14 1 24 8 47

99 Consejo Nacional de Fomento Educativo 5 36 15 25 4 44

100 Consejo Nacional para la Cultura y las Artes 1 19 26 26

101 Instituto Nacional de Antropología e Historia 1 4 4 2 1 7

102 Instituto Nacional para la Educación de los Adultos 1 9 9 9

103 XE-IPN Canal 11 1 6 9 1 10

104 Instituto Politécnico Nacional 2 20 22 4 9 35



TOTAL


139


INSTITUCIONES PÚBLICAS DE EDUCACIÓN SUPERIOR 12 89 58 47 0 3 19 1 0 0 128

105 Universidad Autónoma del Carmen 2 21 16 13 3 2 34

106 Universidad Autónoma del Estado de Morelos 2 15 15 5 5 25

107 Universidad Autónoma de Tlaxcala 2 11 8 5 13

108 Universidad de Guadalajara 2 13 5 4 8 17

109 Universidad Autónoma de Sonora 1 8 9 9

110 Universidad Veracruzana 2 18 11 11 2 1 25

111 Instituto Estatal de Educación Normal de Nayarit 1 3 3 2 5

SECTOR SALUD 19 180 103 55 0 13 65 2 0 0 238

112 Secretaría de Salud 6 56 23 8 37 68

113 Centro Nacional de Equidad de Género y Salud Reproductiva 1 20 32 1 11 2 46

114 Hospital General Dr. Manuel Gea González 1 7 7 4 11

115 Instituto Nacional de Rehabilitación 2 12 2 11 13

116 Sistema Nacional para el Desarrollo Integral de la Familia 1 10 10 3 13

117 Comisión Nacional de Protección Social en Salud 4 58 12 44 12 68

118 Hospital General de México 1 2 2 1 3

119 Instituto Nacional de Medicina Genómica 1 6 6 1 7

120 Laboratorios Biológicos y Reactivos de México, S.A. de C.V. 2 9 9 9

SECTOR DESARROLLO SOCIAL 12 147 83 95 0 9 12 0 0 0 199

121 Secretaría de Desarrollo Social 5 56 35 29 9 5 78

122Coordinación Nacional del Programa de Desarrollo Humano

Oportunidades1 17 21

21

123 Fideicomiso Fondo Nacional de Habitaciones Populares 2 33 48 7 55

124 Consejo Nacional de Evaluación de la Política de Desarrollo Social 1 10 13 13

125 Diconsa, S.A. de C.V. 1 13 13 13

126 Fondo Nacional para el Fomento e las Artesanias 1 7 7 7

127 Liconsa, S.A. de C.V. 1 11 12 12

ENTIDADES NO COORDINADAS SECTORIALMENTE 35 303 218 64 2 12 74 27 0 1 398

128 Comisión Nacional de Vivienda 1 11 14 3 17

129 Instituto Mexicano del Seguro Social 22 193 125 34 1 11 43 21 1 236

130Instituto de Seguridad y Servicios Sociales de los Trabajadores del

Estado11 94 75 30 1 1

27 3 137

131 Comisión Nacional para el Desarrollo de los Pueblos Indigenas 1 5 4 1 3 8

SUBTOTAL ENTIDADES FEDERATIVAS Y MUNICIPIOS 484 4,305 2,880 0 36 48 780 832 3 1 4,580

132 Aguascalientes 13 176 119 52 18 189

133 Baja California 14 144 97 24 30 151

134 Baja California Sur 14 176 114 5 3 39 21 182

135 Campeche 12 87 55 9 27 91

136 Chiapas 15 125 75 2 20 36 133

137 Chihuahua 16 94 45 4 2 26 23 100

138 Coahuila 14 114 85 1 17 17 120

139 Colima 13 77 39 21 21 81

140 Distrito Federal 19 234 180 1 13 49 41 284

141 Durango 14 173 138 1 9 30 178

142 Estado de México 20 156 73 2 11 37 46 1 1 171

143 Guanajuato 17 130 61 3 45 35 144

144 Guerrero 15 207 152 3 35 28 218

145 Hidalgo 14 129 104 10 18 132

146 Jalisco 21 184 107 3 50 39 199

147 Michoacán 16 166 94 1 45 38 178

148 Morelos 13 168 106 1 1 17 48 173

149 Nayarit 12 135 101 2 28 6 137

150 Nuevo León 17 170 102 3 3 41 34 183

151 Oaxaca 16 119 99 15 8 2 124

152 Puebla 16 33 25 1 11 1 38

153 Querétaro 15 176 131 1 1 19 32 184

154 Quintana Roo 15 84 64 1 12 13 90

155 San Luis Potosí 15 148 97 2 17 35 151

156 Sinaloa 16 133 77 2 24 37 140

157 Sonora 16 116 76 1 24 24 125

158 Tabasco 16 74 48 14 18 80

159 Tamaulipas 14 44 44 5 49

160 Tlaxcala 14 155 108 1 1 14 34 158

161 Veracruz 16 108 75 3 5 17 19 119

162 Yucatán 14 132 107 14 16 137

163 Zacatecas 12 138 82 20 39 141

R. Recomendación.

RD. Recomendación al Desempeño.

PEFCF. Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación Fiscal.

SA. Solicitud de Aclaración-Recuperación.

PRAS. Promoción de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria.

PO. Pliego de Observaciones.

DH. Denuncia de Hechos.

M. Multa.




TOTAL


141

3. MATRIZ DE DATOS BÁSICOS DE LAS AUDITORÍAS

PRACTICADAS EN EL SECTOR ENERGÍA DURANTE LA

REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009.

UNIVERSO

SELECCIONADO

MUESTRA

AUDITADA% Total R RD Total PEFCF SA PRAS PO DH M Total Operadas Probables

945 23,033,967,753.2 10,749,774,118.5 46.7 7,296 8,738 5,909 4,568 1,341 2,829 63 382 1,374 972 34 4 56,912,422.1 7,035,838.0 49,876,584.1

212 4,323,353,480.2 2,883,534,641.6 66.7 1,172 1,536 1,119 558 561 417 4 194 134 64 21 11,376,720.7 122,414.2 11,254,306.5

97 4,108,503,499.4 2,722,163,814.4 66.3 357 441 303 209 94 138 73 43 19 3 8,586,719.6 10,593.9 8,576,125.7

2 764,822.1 764,822.1 100.0 4 4 4 4

1 1058 Proceso de Construcción de Proyectos de

Infraestructura Económica de Electricidad

Desempeño 764,822.1 764,822.1 100.0 4 4 4 4 CON

SALVEDAD

2 1063 Proceso de Liquidación de Luz y Fuerza del Centro Desempeño LIMPIO

21 167,655,369.9 75,731,546.3 45.2 43 58 35 31 4 23 7 8 5 3 609,819.9 2,946.2 606,873.7

3 1075 Proceso de Construcción de Proyectos de

Infraestructura Económica de Electricidad

Desempeño 19,123,713.9 19,123,713.9 100.0 4 4 4 4 CON

SALVEDAD

4 1078 Proceso de Liquidación de Luz y Fuerza del Centro Desempeño LIMPIO

5 501 Adquisición de Bienes y Contratación de Servicios Financiera y de

Cumplimiento

715,195.2 504,220.4 70.5 3 5 2 2 3 3 LIMPIO

6 520 Cuentas por Cobrar y Estimación para Cuentas de

Cobro Dudoso

Financiera y de

Cumplimiento

53,045,279.0 25,019,888.2 47.2 8 12 10 10 2 2 CON

SALVEDAD

7 519 Indemnizaciones por Servidumbre de Paso y

Derechos de Vía

Financiera y de

Cumplimiento

1,274,743.9 611,211.4 47.9 4 9 3 3 6 3 3 NEGATIVO

8 516 Ingresos por Venta de Energía Financiera y de

Cumplimiento

85,569,156.3 23,383,947.2 27.3 2 2 1 1 1 1 LIMPIO 13.7 13.7

9 232 Central Carboeléctrica Pacífico Inversiones Físicas 104,571.5 92,190.9 88.2 LIMPIO

10 227 Central de Ciclo Combinado Baja California Inversiones Físicas 2,276,131.4 2,276,131.4 100.0 5 6 4 4 2 1 1 CON

SALVEDAD

336,867.4 336,867.4

11 226 Ciclo Combinado San Lorenzo Conversión de Turbo

Gas a Ciclo Combinado

Inversiones Físicas 1,882,411.6 1,614,153.3 85.7 1 1 1 1 LIMPIO 154.1 154.1

12 230 Construcción del Campamento para el Personal que

Supervisará la Construcción de la Central

Hidroeléctrica La Yesca

Inversiones Físicas 112,881.1 43,420.8 38.5 1 1 1 1 CON

SALVEDAD

262.0 262.0

13 234 Línea de Transmisión Irapuato I-Guanajuato Inversiones Físicas 89,123.8 75,266.3 84.5 1 1 1 1 CON

SALVEDAD

2,885.1 2,885.1

14 224 Líneas de Transmisión Red de Transmisión Asociada

al Pacífico, Dos Líneas de Transmisión, Tres

Subestaciones y Nueve Alimentadores

Inversiones Físicas 309,760.2 309,760.2 100.0 1 1 1 1 LIMPIO

15 222 Líneas de Transmisión Red de Transmisión Asociada

al Pacífico, Dos Subestaciones

Inversiones Físicas 208,356.8 208,356.8 100.0 LIMPIO

16 231 Pavimentación de la Carretera de Acceso a la Central

Hidroeléctrica La Yesca


SALVEDAD

4,079.5 4,079.5

17 225 Rehabilitación y Modernización de la Central

Geotermoeléctrica Cerro Prieto Unidad 5

Inversiones Físicas 439,544.1 439,544.1 100.0 5 7 4 4 3 1 2 NEGATIVO 208,693.8 208,693.8


Hidroeléctrica Infiernillo

Inversiones Físicas 114,847.3 114,847.3 100.0 2 3 2 2 1 1 CON

SALVEDAD

1,529.8 1,529.8


Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos, Unidades 1 y 2

Inversiones Físicas 1,395,844.4 949,376.6 68.0 2 2 1 1 1 1 CON

SALVEDAD

55,287.1 55,287.1

20 229 Subestación Eléctrica 1206 Conversión a 400 Kilo

Volts de la Línea de Transmisión Mazatlán II-La

Higuera

Inversiones Físicas 549,763.4 549,763.4 100.0 1 1 1 1 LIMPIO 13.5 13.5

21 233 Subestación Eléctrica La Trinidad Inversiones Físicas 63,488.3 48,293.4 76.1 LIMPIO

22 220 Subestaciones Eléctricas 1205 Compensación

Oriental-Peninsular

Inversiones Físicas 122,252.9 122,252.9 100.0 1 1 1 1 LIMPIO 33.9 33.9

23 221 Subestaciones y Líneas de Transmisión 1118

Transmisión y Transformación del Norte


1 44,545.0 44,545.0 100.0 6 8 8 8

24 24 Promoción del Uso Eficiente y Ahorro de Energía Desempeño 44,545.0 44,545.0 100.0 6 8 8 8 CON

SALVEDAD

1 3,837,054.2 1,712,257.4 44.6 2 2 2 2

25 549 Programa para Exploración Sísmica Financiera y de

Cumplimiento

3,837,054.2 1,712,257.4 44.6 2 2 2 2 LIMPIO

1 485,252.9 485,252.9 100.0 1 1 1 1

26 450 Fideicomiso para Apoyo a la Investigación Científica y

Desarrollo Tecnológico

Financiera y de

Cumplimiento

485,252.9 485,252.9 100.0 1 1 1 1 LIMPIO

8 1,661,301,275.8 1,296,881,171.3 78.1 17 23 16 16 7 3 4 4,118,234.0 4,118,234.0

27 463 Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163 Financiera y de

Cumplimiento

139,036,580.0 136,144,207.3 97.9 LIMPIO

28 427 Fondos para Proyectos de Infraestructura, AOI, FIEX y

FEX

Financiera y de

Cumplimiento

15,634,365.4 8,564,913.7 54.8 5 8 6 6 2 2 CON

SALVEDAD

29 424 Intereses y Fluctuación Cambiaria Financiera y de

Cumplimiento

105,201,379.4 49,585,550.0 47.1 1 1 1 1 CON

SALVEDAD

1,312,884.9 1,312,884.9

30 454 Inversión de las Disponibilidades de los Fondos AOI,

FIEX, FEX y Otros

Financiera y de

Cumplimiento

15,333,666.8 15,333,666.8 100.0 2 3 2 2 1 1 LIMPIO

MATRIZ DE DATOS BÁSICOS DEL INFORME DEL RESULTADO DE LA FISCALIZACIÓN SUPERIOR DE LA CUENTA PÚBLICA 2009

Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía

ENERGÍA

Secretaría de Energía

Comisión Federal de Electricidad

Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A. de C.V.


Petróleos Mexicanos

GRUPO FUNCIONAL DESARROLLO ECONÓMICO

Nó.

Cons.DICTAMEN

TOTAL

TIPO DE

AUDITORÍA

RAMO / FONDO, PROGRAMA, FIDEICOMISO /

TÍTULO

No. DE

AUDITORÍA

RECUPERACIONES DETERMINADAS(MILES DE PESOS)

Observa-

ciones

ALCANCE(MILES DE PESOS)

FISCALIZACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009

G

R

U

P

O

ACCIONES PROMOVIDAS

PREVENTIVAS CORRECTIVAS

UNIVERSO

SELECCIONADO

MUESTRA


945 23,033,967,753.2 10,749,774,118.5 46.7 7,296 8,738 5,909 4,568 1,341 2,829 63 382 1,374 972 34 4 56,912,422.1 7,035,838.0 49,876,584.1

212 4,323,353,480.2 2,883,534,641.6 66.7 1,172 1,536 1,119 558 561 417 4 194 134 64 21 11,376,720.7 122,414.2 11,254,306.5

97 4,108,503,499.4 2,722,163,814.4 66.3 357 441 303 209 94 138 73 43 19 3 8,586,719.6 10,593.9 8,576,125.7

31 408 Operaciones del Fondo de Estabilización para la

Inversión en Infraestructura

Financiera y de

Cumplimiento

30,609,747.7 30,609,747.7 100.0 1 1 1 1 LIMPIO

32 438 Pemex Finance, Ltd. Financiera y de

Cumplimiento

519,061,907.2 223,000,033.7 43.0 2 4 2 2 2 2 NEGATIVO 2,805,349.1 2,805,349.1

33 465 Pemex Project Funding Master Trust Financiera y de

Cumplimiento

835,720,829.4 832,940,252.2 99.7 LIMPIO

34 446 Servicios Médicos Subrogados Financiera y de

Cumplimiento

702,799.9 702,799.9 100.0 6 6 5 5 1 1 CON

SALVEDAD

30 1,046,479,069.9 970,265,074.0 92.7 123 140 96 65 31 44 34 9 1 3,366,269.8 559.2 3,365,710.6

35 387 Quema de Gas Desempeño 12,418,333.6 12,418,333.6 100.0 7 10 10 10 CON

SALVEDAD

36 485 Revisión de la Aplicación de la Normatividad en la

Elaboración de los Finiquitos de los Proyectos de

Pemex Exploración y Producción

Desempeño 1,052,981.1 1,052,981.1 100.0 21 21 21 21 CON

SALVEDAD

37 375 Derecho Ordinario Sobre Hidrocarburos Financiera y de

Cumplimiento

497,963,935.1 497,963,935.1 100.0 1 1 1 1 LIMPIO 32.1 32.1

38 402 Derecho Único Sobre Hidrocarburos Financiera y de

Cumplimiento

1,803,791.3 1,803,791.3 100.0 3 4 2 2 2 2 LIMPIO

39 436 Programa "Modernización y Optimización de

Infraestructura" en la Región Sur

Financiera y de

Cumplimiento

2,300,840.8 2,300,840.8 100.0 1 1 1 1 LIMPIO

40 386 Reserva para Contingencias Ambientales Financiera y de

Cumplimiento

2,398,560.0 2,398,560.0 100.0 7 9 9 9 NEGATIVO

41 433 Transferencia de Hidrocarburos a Organismos de

PEMEX

Financiera y de

Cumplimiento

483,689,474.7 419,655,114.7 86.8 9 13 9 9 4 2 2 CON

SALVEDAD

22,621.1 22,621.1

42 561 Aseguramiento de la Integridad y Factibilidad del

Sistema de Transporte de Hidrocarburos por Ductos

del Sistema 1

Inversiones Físicas 14,494,400.0 7,247,200.0 50.0 6 6 3 3 3 2 1 NEGATIVO 689,963.5 689,963.5

43 749 Aseguramiento de la Integridad y Factibilidad del

Sistema de Transporte de Hidrocarburos por Ductos

del Sistema 4

Inversiones Físicas 4,544,000.0 2,272,000.0 50.0 6 7 3 3 4 3 1 NEGATIVO 842,474.5 842,474.5

44 1121 Construcción, Ampliación y Reacondicionamiento de

Localizaciones para la Perforación de Pozos en el

Proyecto Delta del Grijalva y en el Activo Integral

Macuspana

Inversiones Físicas 218,097.8 180,384.5 82.7 3 5 3 3 2 2 LIMPIO 110.0 110.0

45 362 Construcción de dos Gasoductos de 36 pulgadas del

Área de Trampas de la Batería de Separación

Oxiacaque al Área de Trampas Compresoras

Cunduacán y de la Batería de Separación Cunduacán

al Área de Trampas Compresoras Cunduacán

Inversiones Físicas 149,381.0 90,661.3 60.7 LIMPIO 82.7 82.7

46 368 Construcción de Líneas de Descarga, Líneas de

Bombeo Neumático, Cabezales de Recolección,

Oleogasoductos y Amarres de Pozos en el Activo

Integral Cinco Presidentes


SALVEDAD

47 367 Construcción de Plataformas Recuperadoras de

Pozos del Proyecto de Infraestructura Adicional del

Campo Cantarell en la Sonda de Campeche, Golfo de

México


SALVEDAD

25,906.6 25,906.6

48 747 Construcción del Sistema de Deshidratación de Crudo

Maya, en la Terminal Marítima de Dos Bocas


SALVEDAD

1,977.8 1,977.8

49 550 Contratos de Adjudicación Directa de Inversión Física Inversiones Físicas 9,966,703.6 9,966,703.6 100.0 2 2 2 2 LIMPIO

50 369 Contratos de Arrendamiento de Plataformas de

Perforación

Inversiones Físicas 2,315,033.3 2,315,033.3 100.0 1 1 1 1 NEGATIVO

51 363 Mantenimiento, Rehabilitación y Construcción de

Caminos y Peras en el Campo Tajín y Otros del Activo

Integral Poza Rica-Altamira


52 552 Perforación de Pozos, Proyecto Aceite Terciario del

Golfo, Chicontepec

Inversiones Físicas 1,816,294.7 1,086,902.0 59.8 5 5 5 5 CON

SALVEDAD

53 366 Procesos de Licitación para Contratar la Perforación

de Pozos

Inversiones Físicas LIMPIO

54 751 Procesos de Licitación y Construcción Inversiones Físicas 4,794,157.7 4,794,157.7 100.0 27 27 7 7 20 17 2 1 NEGATIVO 660,493.3 660,493.3

55 785 Proyecto Construcción del Oleogasoducto de 16

Pulgadas de Diámetro por 7.2 km, a Instalarse en el

Golfo de México, así como Revisar los Finiquitos del

Proyecto Integral Chuc



ENERGÍA

Pemex-Exploración y Producción


Nó.

Cons.DICTAMEN

TOTAL

TIPO DE

AUDITORÍA


TÍTULO

No. DE

AUDITORÍA


Observa-

ciones



G

R

U

P

O

ACCIONES PROMOVIDAS


UNIVERSO

SELECCIONADO

MUESTRA


945 23,033,967,753.2 10,749,774,118.5 46.7 7,296 8,738 5,909 4,568 1,341 2,829 63 382 1,374 972 34 4 56,912,422.1 7,035,838.0 49,876,584.1

212 4,323,353,480.2 2,883,534,641.6 66.7 1,172 1,536 1,119 558 561 417 4 194 134 64 21 11,376,720.7 122,414.2 11,254,306.5

97 4,108,503,499.4 2,722,163,814.4 66.3 357 441 303 209 94 138 73 43 19 3 8,586,719.6 10,593.9 8,576,125.7

56 788 Proyecto Construcción del Oleogasoducto de 20

Pulgadas de Diámetro por 22.0 km que va de la

Válvula de Fondo Perdido a la Plataforma de Enlace,

así como Revisar los Finiquitos del Proyecto Integral

Ayin-Alux


57 790 Proyecto Oleogasoducto de 24" de Diámetro por

Aproximadamente 12 km de Longitud, del km 6+100 a

la Plataforma Abkatún-D


58 784 Proyecto Procura y Construcción de 2 Oleogasoductos

de 10 Pulgadas de Diámetro a Instalarse en el Golfo

de México, así como Revisar los Finiquitos del

Programa Estratégico de Gas


59 364 Rehabilitación y Construcción de Ductos en el Campo

Agua Fría y Otros del Proyecto Integral Poza Rica


60 361 Rehabilitación y Construcción de Infraestructura en el

Campo Agua Fría y Otros del Activo Integral Poza

Rica-Altamira


61 1122 Rehabilitación y/o Construcción de Infraestructura y de

Ductos en los Campos Arenque y/u otros y Tajín y/u

otros del Activo Integral Poza Rica-Altamira

Inversiones Físicas 477,481.9 343,081.1 71.9 4 6 4 4 2 2 NEGATIVO 164,914.7 115.1 164,799.6

62 560 Rehabilitación y Mantenimiento a Plataformas Costa

Afuera en el Golfo de México con Apoyo de

Plataforma Sumergible

Inversiones Físicas 1,083,000.0 541,000.0 50.0 3 3 2 2 1 1 NEGATIVO 930,616.4 930,616.4

63 365 Saneamiento de Áreas Contaminadas por Actividades

Petroleras

Inversiones Físicas 138,581.3 57,618.1 41.6 CON

SALVEDAD

64 360 Sustitución de Cabezal General de Recepción de Gas

Amargo y Sistemas de Rectificación en el Complejo

Procesador de Gas Cactus


SALVEDAD

27,077.1 251.4 26,825.7

5 282,675,638.5 203,996,991.3 72.2 23 28 26 7 19 2 2

65 74 Producción y Comercialización de Gas Natural Desempeño 19,813,870.9 19,813,870.9 100.0 10 12 12 12 CON

SALVEDAD

66 235 Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y

Petroquímicos, Indicador Recuperación de Licuables

Desempeño 113,571,775.8 113,571,775.8 100.0 6 7 7 7 CON

SALVEDAD

67 460 Fideicomiso para la Regularización de los Activos de

Distribución y Derechos de Vía de la Red de Gas

Natural de la Zona Geográfica del Distrito Federal

Financiera y de

Cumplimiento

526,305.9 524,801.5 99.7 LIMPIO

68 547 Fletes Terrestres Financiera y de

Cumplimiento

2,406,345.9 1,538,192.4 63.9 2 2 2 2 LIMPIO

69 539 Transferencia de Gas a Organismos de Pemex Financiera y de

Cumplimiento

146,357,340.0 68,548,350.7 46.8 5 7 5 5 2 2 CON

SALVEDAD

9 122,087,423.5 87,641,135.3 71.8 61 77 47 19 28 30 13 5 12 201,946.8 6,593.3 195,353.5

70 359 Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y

Petroquímicos, Indicador Producción de

Petroquímicos

Desempeño 54,494,260.1 54,494,260.1 100.0 15 25 25 25 NEGATIVO

71 479 Proyectos de Infraestructura Inconclusos, Cancelados

y Suspendidos

Desempeño 2,052,932.7 1,562,494.9 76.1 3 3 3 3 CON

SALVEDAD

72 471 Adquisiciones de Materiales y Suministros para el

Programa Producción de Petroquímicos

Financiera y de

Cumplimiento

2,364,174.2 1,610,941.1 68.1 4 4 3 3 1 1 LIMPIO

73 435 Ingresos por Venta de Productos Petroquímicos Financiera y de

Cumplimiento

19,765,505.8 4,023,245.0 20.4 LIMPIO

74 472 Servicios para Mantenimiento de Plantas Financiera y de

Cumplimiento

8,351,102.8 2,240,747.8 26.8 3 5 3 3 2 1 1 CON

SALVEDAD

6,999.1 824.0 6,175.1

75 470 Transferencia de Productos Petroquímicos a

Organismos de Pemex

Financiera y de

Cumplimiento

34,329,247.9 23,302,546.4 67.9 8 10 8 8 2 1 1 CON

SALVEDAD

1,721.2 1,721.2

76 756 Ampliación de la Capacidad de Almacenamiento de

Cloruro de Vinilo, en el Complejo Petroquímico

Pajaritos

Inversiones Físicas 165,300.0 103,700.0 62.7 4 4 4 1 3 LIMPIO 778.8 53.3 725.5

77 786 Ampliación y Modernización de la Cadena de

Derivados del Etano I, en el Complejo Petroquímico

Morelos

Inversiones Físicas 429,800.0 242,800.0 56.5 6 6 6 6 NEGATIVO 183,363.9 5,716.0 177,647.9

78 793 Sostenimiento de la Capacidad de Producción del

Tren de Aromáticos II, en el Complejo Petroquímico

Cangrejera

Inversiones Físicas 135,100.0 60,400.0 44.7 18 20 5 5 15 4 2 9 NEGATIVO 9,083.8 9,083.8


ENERGÍA

Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Pemex-Petroquímica


Nó.

Cons.DICTAMEN

TOTAL

TIPO DE

AUDITORÍA


TÍTULO

No. DE

AUDITORÍA


Observa-

ciones



G

R

U

P

O

ACCIONES PROMOVIDAS


UNIVERSO

SELECCIONADO

MUESTRA


945 23,033,967,753.2 10,749,774,118.5 46.7 7,296 8,738 5,909 4,568 1,341 2,829 63 382 1,374 972 34 4 56,912,422.1 7,035,838.0 49,876,584.1

212 4,323,353,480.2 2,883,534,641.6 66.7 1,172 1,536 1,119 558 561 417 4 194 134 64 21 11,376,720.7 122,414.2 11,254,306.5

97 4,108,503,499.4 2,722,163,814.4 66.3 357 441 303 209 94 138 73 43 19 3 8,586,719.6 10,593.9 8,576,125.7

18 478,889,198.6 46,736,531.3 9.8 76 98 66 66 32 16 15 1 290,449.1 495.2 289,953.9

79 439 Contratación de Arrendamiento de Barcos Financiera y de

Cumplimiento

1,780,778.1 1,413,588.2 79.4 2 3 1 1 2 1 1 CON

SALVEDAD

80 443 Control Interno de Fluctuación de Inventarios Financiera y de

Cumplimiento

16,865,637.4 2,355,753.1 14.0 13 14 14 14 NEGATIVO

81 423 Costo de Operación y de Rehabilitación del Dique

Seco Madero

Financiera y de

Cumplimiento

560,189.2 518,401.5 92.5 9 14 8 8 6 6 CON

SALVEDAD

82 445 Demoras Pagadas para el Almacenamiento de

Productos

Financiera y de

Cumplimiento

653,920.4 653,920.4 100.0 7 8 7 7 1 1 NEGATIVO 51.7 51.7

83 376 Ingresos Diversos Financiera y de

Cumplimiento

43,183,624.6 2,256,279.3 5.2 4 10 6 6 4 1 3 LIMPIO 22,659.9 22,659.9

84 418 Ingresos por Venta de Gasolina y Diesel Financiera y de

Cumplimiento

380,779,048.8 8,517,004.7 2.2 2 7 5 5 2 2 LIMPIO

85 442 Sistemas de Medición y Monitoreo de Producción,

Distribución y Comercialización de Petrolíferos

Financiera y de

Cumplimiento

437,406.3 243,929.2 55.8 9 10 8 8 2 1 1 CON

SALVEDAD

16.7 16.7

86 370 Proyecto Minatitlán Paquete 2 Planta de Servicios

Auxiliares, Planta de Tratamiento de Aguas Amargas y

Obras de Integración

Inversiones Físicas 12,858,059.1 9,189,605.3 71.5 5 5 2 2 3 3 NEGATIVO 2,722.0 2,722.0

87 371 Proyecto Minatitlán Paquete 3 Planta Combinada,

Planta Hidrodesulfuradora de Diesel y Planta Catalítica

No. 2

Inversiones Físicas 8,209,833.6 8,209,833.6 100.0 3 3 2 2 1 1 NEGATIVO

88 372 Proyecto Minatitlán Paquete 4 Planta

Hidrodesulfuradora de Gasóleos, Planta de Hidrógeno

y Planta Recuperadora de Azufre

Inversiones Físicas 4,782,910.8 4,781,320.3 100.0 3 3 3 3 NEGATIVO 146,146.4 146,146.4

89 373 Proyecto Minatitlán Paquete 5 Planta de Coquización

Retardada, Planta de Gas Asociada, Planta

Regeneradora de Amina y Planta Hidrodesulfuradora

de Naftas

Inversiones Físicas 4,916,818.6 4,905,581.6 99.8 2 2 2 2 NEGATIVO

90 374 Proyecto Minatitlán Paquete 6 Dos Plantas de

Alquilación

Inversiones Físicas 2,276,803.6 2,276,803.6 100.0 1 1 1 1 CON

SALVEDAD

104,469.6 104,469.6

91 1134 Mantenimiento y Adquisiciones en la Refinería Miguel

Hidalgo, en Tula, Hidalgo

Inversiones Físicas 510,357.4 420,534.5 82.4 4 5 4 4 1 1 LIMPIO 145.6 145.6

92 1136 Mantenimiento y Adquisiciones en la Refinería Ing.

Antonio M. Amor, en Salamanca, Guanajuato


93 1140 Mantenimiento y Adquisiciones en la Refinería Ing.

Héctor R. Lara Sosa

Inversiones Físicas 227,389.2 227,389.2 100.0 2 2 1 1 1 1 LIMPIO

94 1141 Mantenimiento y Adquisiciones en la Refinería

Francisco I. Madero



General Lázaro Cárdenas

Inversiones Físicas 224,947.1 224,947.1 100.0 1 2 1 1 1 1 NEGATIVO 13,744.2 13,744.2


Ingeniero Antonio Dovalí Jaime y en la Terminal de

Operación Marítima y Portuaria de Salina Cruz

Inversiones Físicas 241,460.9 241,460.9 100.0 2 2 2 2 LIMPIO 493.0 443.5 49.5

1 344,283,849.0 37,904,487.5 11.0 1 2 2 2

97 413 Ingresos por Comercialización de Petróleo Crudo Financiera y de

Cumplimiento

344,283,849.0 37,904,487.5 11.0 1 2 2 2 LIMPIO

R Recomendación

RD Recomendación al Desempeño

PEFCF Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación Fiscal

SA Solicitud de Aclaración

PRAS Promoción de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria

PO Pliego de Observaciones

DH Denuncia de Hechos

M Multa


P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V.

ENERGÍA

Pemex-Refinación


Nó.

Cons.DICTAMEN

TOTAL

TIPO DE

AUDITORÍA


TÍTULO

No. DE

AUDITORÍA


Observa-

ciones



G

R

U

P

O

ACCIONES PROMOVIDAS


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