Grupo Funcional Desarrollo Económico
Pemex-Exploración y Producción
Derechos Sobre Extracción de Hidrocarburos, Especial Sobre Hidrocarburos y Adicional Sobre Hidrocarburos
Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 11-1-18T4L-02-0083 DE-159
Criterios de Selección
Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios cuantitativos y cualitativos establecidos en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011, considerando lo dispuesto en el Plan Estratégico de la ASF 2011-2017.
Objetivo
Fiscalizar la gestión financiera para comprobar que los derechos se calcularon, enteraron, registraron en la contabilidad y presentaron en la Cuenta Pública, de conformidad con las disposiciones legales y normativas.
Alcance
Miles de Pesos
Universo Seleccionado 15,691,999.8
Muestra Auditada 15,691,999.8
Representatividad de la Muestra 100.0 %
El importe revisado correspondió a los pagos por 5,629,274.9, 6,060,342.9 y 4,002,382.0 miles de pesos, del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y del Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), respectivamente, para 46 campos del Paleocanal de Chicontepec, 29 segregados del Paleocanal de Chicontepec, 5 de aguas profundas y 82 marginales, de un total de 720 campos registrados en 2011 por Pemex Exploración y Producción. Estos importes fueron reportados como recaudación neta en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2011.
Antecedentes
En el decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos (LFD), relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008 (vigente para 2009), se incorporaron los artículos 257 Bis, 257 Ter y 257 Quáter con la inclusión de la obligación para Pemex Exploración y Producción (PEP) de pagar los derechos correspondientes a campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, siguientes:
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011
• Artículo 257 Bis. Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos por la extracción de
petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y de los campos en aguas profundas.
• Artículo 257 Ter. Derecho Especial sobre Hidrocarburos por la extracción de
petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec.
• Artículo 257 Quáter. Derecho Especial sobre Hidrocarburos por la extracción de
petróleo crudo y gas natural de los campos en aguas profundas.
En el decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la LFD, relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 27 de noviembre de 2009 (aplicable para 2010), se modificaron los artículos 257 Bis, 257 Ter y 257 Quáter y se incorporó el artículo 257 Séptimus; entre otros aspectos, se incluyeron nuevos conceptos como “volumen de petróleo crudo equivalente” y “valor promedio acumulado del petróleo crudo equivalente”, se integraron en la clasificación los campos segregados del Paleocanal de Chicontepec, y se incorporó el Derecho Adicional sobre Hidrocarburos.
En la mecánica de cálculo de los derechos destacó lo siguiente:
• Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos. Se determina sobre el valor de la
extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, con la aplicación de la tasa del 15.0% conforme al artículo 257 Ter de la LFD.
• Derecho Especial sobre Hidrocarburos. Se determina sobre el valor de la extracción
de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas menos deducciones, las cuales no excederán de la deducción máxima (Cost Cap) establecida en el artículo 257 Quáter de la LFD y la tasa aplicable es del 30.0% cuando la producción acumulada del campo de que se trate no sea mayor a 240 millones de barriles de petróleo crudo equivalente o del 36.0% cuando la producción acumulada exceda los 240 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
• Derecho Adicional sobre Hidrocarburos. Se determina sobre el valor de extracción
de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, cuando el valor promedio acumulado anual del petróleo crudo equivalente por barril extraído supere los 60.0 dólares (el cual se actualizará cada ejercicio empleando para tal efecto el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América). La tasa aplicable es del 52.0% sobre el volumen adicional de conformidad con el artículo 257 Séptimus de le LFD.
En el decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la LFD, relativo al Régimen Fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 18
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• “Los campos marginales a que se refiere el artículo 258 Bis de esta Ley, únicamente
respecto de la producción incremental anual que se obtenga una vez alcanzada la producción base anual. A la producción base anual se aplicarán los derechos previstos en los artículos 254 a 257 de esta Ley”.
Resultados
1. Volúmenes de extracción de petróleo crudo y gas natural
De conformidad con el artículo 257 Bis, fracciones I, II, III y IV, y 258 Bis de la Ley Federal de Derechos, vigente a partir de 2011, Pemex Exploración y Producción (PEP) pagará los derechos sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), sobre la valoración de la producción de petróleo crudo y gas natural de los campos del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec, en aguas profundas y marginales.
A fin de verificar la integración de la producción de petróleo crudo y gas natural (asociado y no asociado) de los campos mencionados se revisaron las bases de datos que operó PEP en 2011, correspondientes a la extracción anual de petróleo crudo (ZRPD1), gas asociado (ZRPD2) y no asociado (ZRPD3) del Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP), el balance de gas asociado y no asociado y la base de datos de volúmenes de petróleo crudo y gas natural del Sistema de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH).
A) Extracción de petróleo crudo
La extracción de petróleo crudo en 2011 fue de 930,779.3 miles de barriles (MB). Este volumen fue aportado por los activos integrales de las cuatro regiones administrativas de PEP, como se muestra en la tabla siguiente:
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR ACTIVO INTEGRAL, 2011
Región/Activo PRODUCCIÓN MB % RMNE 1/ Cantarell 182,745.9 19.7 Ku-Maloob-Zaap 307,353.0 33.0 Subtotal 490,098.9 52.7 RMSO 2/
Abkatun Pol Chuc 100,797.2 10.8 Litoral de Tabasco 103,805.2 11.2 Subtotal 204,602.4 22.0 Región Sur Bellota Jujo 52,324.6 5.6 Cinco Presidentes 30,469.4 3.3 Macuspana 11,870.7 1.3 Muspac 17,713.5 1.9 Samaria Luna 81,275.5 8.7 Subtotal 193,653.7 20.8 Región Norte
Aceite Terciario del Golfo 19,283.8 2.1 Poza Rica Altamira 21,960.3 2.3
Veracruz 1,180.2 0.1
Subtotal _42,424.3 _4.5
Total 930,779.3 100.0
FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo ZRPD1 del SNIP, proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/ RMNE: Región Marina Noreste.
2/ RMSO: Región Marina Suroeste.
La RMNE fue la que aportó el mayor volumen de petróleo crudo a nivel nacional con 490,098.9 MB, el 52.7%.
PEP elaboró el catálogo de campos oficiales y desagregó los 720 campos productores de petróleo crudo y gas (asociado y no asociado), de acuerdo con la clasificación establecida en el artículo 257 Bis de la Ley Federal de Derechos, como se muestra en la tabla siguiente:
DISTRIBUCIÓN DE CAMPOS POR RÉGIMEN FISCAL, 2011
Régimen Campos %
General 558 77.5
Paleocanal de Chicontepec 46 6.4 Segregados del Paleocanal de Chicontepec 29 4.0
Aguas profundas 5 0.7
Marginal 82 11.4
Total 720 100.0
FUENTE: Catálogo de campos oficiales proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
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regiones administrativas de PEP y no se incluyen en las clasificaciones del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal Chicontepec, aguas profundas y marginales.
Los campos del Paleocanal de Chicontepec y segregados del Paleocanal de Chicontepec, se ubican en los activos integrales Aceite Terciario del Golfo y Poza Rica Altamira de la Región Norte de PEP.
Los campos en aguas profundas se localizan en el Golfo de México y, en promedio, sus pozos se ubican en zonas con un tirante de agua superior a 500.0 metros.
Los campos marginales se ubican en las regiones Sur y Norte de PEP y, de acuerdo con el catastro de campos petroleros oficiales, se localizan en los estados siguientes:
CAMPOS MARGINALES POR ESTADO, 2011
Estado Núm. de campos
Chiapas 3
Hidalgo 1
Puebla 2
San Luis Potosí 2
Tabasco 19
Tamaulipas 4
Veracruz 35
Veracruz y Puebla 1 Zona Federal (Aguas territoriales) 15
Total general 82
FUENTE: Documento “Ubic Campos Marg Cat Petrol 2011.xls”, proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
PEP desagregó la producción nacional de petróleo crudo de 930,779.3 MB con base en el catálogo de campos oficiales por régimen fiscal y en los diferentes derechos que tributa, de la manera siguiente:
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011
DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO DE ACUERDO AL CATÁLOGO DE CAMPOS OFICIALES, 2011 (MB)
Derecho Clasificación (Artículo de la Ley Federal de Derechos)
Régimen Fiscal Producción para cada derecho (MB) Producción (MB) Núm. de campos 1/ DOSH y DSHFE 2/ 254 General 900,764.8 872,451.6 558 257 Bis, fracción IV 28,313.2 (PBA) DSEH, DESH y DASH 2/ 257 Bis, fracción I Campos del Paleocanal de Chicontepec Paleocanal de Chicontepec 30,014.5 20,886.1 46 257 Bis, fracción II
Campos Segregados del Paleocanal de Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec 5,757.5 29 257 Bis, fracción III
Campos en aguas profundas
Aguas
profundas 0.0 5 257 Bis, fracción IV
Campos marginales Marginal 3,370.9 (PIA)
82 DEIME y DEFIPE
2/ 930,779.3 720
FUENTE: Catálogo de campos oficiales proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/ Núm. de campos de acuerdo al catálogo oficial de campos.
2/ PIA: Producción Incremental Anual de los campos marginales. PBA: Producción Base Anual de los campos marginales. DOSH: Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos.
DSHFE: Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización. DSEH: Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos.
DESH: Derecho Especial sobre Hidrocarburos. DASH: Derecho Adicional sobre Hidrocarburos.
DEIME: Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía. DEFIPE: Derecho para la Fiscalización Petrolera.
Para el cálculo del DOSH, a la producción de los campos del régimen general se le agregó la producción base anual de los campos marginales, de lo que resultó una producción de 900,764.8 MB.
De conformidad con el artículo 258 Ter, fracción VII, la “producción incremental anual” de un campo marginal es la que resulta una vez que el campo marginal sobrepasa la “producción base anual”, y para los efectos de los artículos 257 Bis, 257 Ter, 257 Quáter, 257 Quintus, 257 Séptimus, 257 Octavus y 258 Quáter de la Ley Federal de Derechos se considerará:
“Como producción incremental anual de un campo marginal, la que se obtenga de la siguiente fórmula:
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“piat: es la producción incremental del campo marginal en el periodo que corresponda.
“pbat: es la producción base anual del campo marginal.
“prodt: es el volumen efectivamente obtenido de petróleo crudo equivalente del campo marginal, incluyendo el consumo que de este producto efectúe PEMEX Exploración y Producción en el ejercicio fiscal que corresponda.
“t: es el ejercicio fiscal que corresponda, de manera que cuando t=1, se refiere al ejercicio fiscal en que se incorpora al campo al inventario de campos marginales”.
Se revisaron los volúmenes de la producción incremental anual de los campos marginales y correspondió con la presentada por PEP en las declaraciones normales y complementarias por campo del DSEH, DESH y DASH, en cumplimiento de la normativa.
De conformidad con el artículo 257 Bis, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos la producción de los 82 campos marginales por 31,684.1 MB se dividió en producción incremental anual de 3,370.9 MB para el cálculo del DSEH, DESH y DASH y en producción base anual de 28,313.2 MB, para el cálculo del DOSH.
Para el cálculo del DSEH, DESH y DASH se consideraron las producciones acumuladas de los campos del Paleocanal de Chicontepec, la de los campos segregados del Paleocanal de Chicontepec y la de los correspondientes a la producción incremental anual de los campos marginales, clasificados por tipo de petróleo crudo (en el SNIP no se registró producción de campos en aguas profundas). Esta producción se conformó como se muestra en la tabla y gráfica siguientes:
PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO CRUDO PARA EL CÁLCULO DEL DSEH, DESH Y DASH, 2011
Petróleo crudo Paleocanal de Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Marginales (Producción incremental) Producción para DSEH, DESH y DASH % 1 2 3 (1+2+3) Superligero 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Ligero 0.0 0.0 2,519.6 2,519.6 8.4 Pesado 0.0 0.0 762.7 762.7 2.6 No Exportable Superligero 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 No Exportable Ligero 18,637.2 5,444.0 0.0 24,081.2 80.2 No Exportable Pesado 2,248.9 313.5 88.6 2,651.0 8.8 Total 20,886.1 5,757.5 3,370.9 30,014.5 100.0 FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo ZRPD1 del SNIP y catálogo de campos
oficiales proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. Nota: Se muestra el volumen total de los campos acumulado a diciembre.
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011
PRODUCCIÓN ACUMULADA POR TIPO DE PETRÓLEO CRUDO PARA EL DSEH, DESH Y DASH, 2011 (30,014.5 MB)
FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo ZRPD1 del SNIP y catálogo de campos oficiales proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
Tanto la producción de petróleo crudo registrada en el SNIP, como la distribuida en el SIBH, son coincidentes con la presentada en las declaraciones normales y complementarias por campo del DSEH, DESH y DASH.
El total de la producción de petróleo crudo de 930,779.3 MB, se consideró para los cálculos del Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía (DEIME) y del Derecho para la Fiscalización Petrolera (DEFIPE).
B) Extracción de Gas Natural
En 2011, el volumen de gas natural fue de 2,406,831,731.0 miles de pies cúbicos (MPC) de las cuatro regiones administrativas de PEP, de los cuales, 1,602,157,331.3 MPC, el 66.6% del total, correspondieron a gas asociado y 804,674,399.7 MPC, el 33.4%, a gas no asociado, como se muestra en la gráfica siguiente:
Grupo Funcional Desarrollo Económico PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL, 2011
(2,406,831,731.0 MPC) RMNE 3 513,033,786.2 32.0% RMSO 4 441,028,360.5 27.5% RS 1 574,127,248.2 35.8% RN 2 73,967,936.4 4.7%
Producción acumulada de gas asociado (1,602,157,331.3 MPC) RS 1 43,579,968.5 5.4% RN 2 761,094,431.2 94.6%
Producción acumulada de gas no asociado (804,674,399.7 MPC)
FUENTE: Base de datos de extracción de gas asociado ZRPD2 y no asociado ZRPD3 del SNIP y Balance de gas asociado y no asociado, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
1 RS: Región Sur. 2 RN: Región Norte.
3 RMNE: Región Marina Noreste. 4 RMSO: Región Marina Suroeste.
Con los volúmenes de gas por campo registrados en el SNIP y con base en el catálogo fiscal de campos oficiales, PEP distribuyó la extracción de gas asociado y no asociado que sirvió de base para calcular cada uno de los derechos, como se muestra en la tabla siguiente:
DISTRIBUCIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE GAS NATURAL (ASOCIADO Y NO ASOCIADO) DE ACUERDO AL CATÁLOGO DE CAMPOS OFICIALES, 2011
(MPC) Derecho Clasificación
(Artículo de la Ley Federal de Derechos) Régimen Núm. de Campos 1/ Producción (MPC) DOSH y DSHFE 2/ 254 General 558 2,300,672,920.8 DSEH, DESH y DASH 2/ 257 Bis, fracción I
Campos del Paleocanal de
Chicontepec Paleocanal de Chicontepec 46 37,288,964.3 257 Bis, fracción II
Campos Segregados del Paleocanal de Chicontepec
Segregados del Paleocanal de
Chicontepec 29 11,603,698.9 257 Bis, fracción III
Campos en aguas profundas
Aguas
profundas 5 0.0 257 Bis, fracción IV
Campos marginales Marginal 82 57,266,147.0 DEFIPE Y
DEIME 2/ 720 2,406,831,731.0
FUENTE: Catálogo de campos oficiales proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/ Núm. de campos de acuerdo al catálogo oficial de campos.
2/DOSH: Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos.
DEIME:Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía. DEFIPE: Derecho para la Fiscalización Petrolera.
DSHFE: Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización. DSEH: Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos.
DESH: Derecho Especial sobre Hidrocarburos. DASH: Derecho Adicional sobre Hidrocarburos.
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011
Para el cálculo del Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía (DEIME) y del Derecho para la Fiscalización Petrolera (DEFIPE), PEP consideró la producción total de 2,406,831,731.0 MPC de gas natural.
De conformidad con el artículo 257 Bis, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, la producción neta de los campos marginales, se dividió en producción base anual por 49,854,298.7 MPC (la cual se adicionó a la producción de los campos generales para el cálculo del DOSH), y producción incremental anual de 4,365,867.9 MPC para el cálculo del DSEH, DESH y DASH.
Para obtener la producción total de gas natural para el cálculo del DSEH, DESH y DASH, PEP sumó la de los campos del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec y la incremental anual de los marginales. En el SNIP no se registró producción de gas de campos en aguas profundas.
Para determinar la producción neta, a la producción total de los campos del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec e incremental anual de los
marginales por 53,258,531.1 MPC se le disminuyó el volumen de Bióxido de Carbono (CO2)
por 110,712.9 MPC que se inyectó a los campos para producir hidrocarburos en 2011, resultaron 53,147,818.2 MPC.
VOLUMEN DE GAS NATURAL PARA BASE FISCAL DEL DSEH, DESH Y DASH, 2011 (MPC) Concepto Paleocanal de Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Campos marginales Marginales (Producción base anual) Marginales (Producción incremental) Extracción para DSEH, DESH Y DASH 1 2 3 4 5 1+2+5
Producción de gas total 37,288,964.3 11,603,698.9 57,266,147.0 52,900,279.1 4,365,867.9 53,258,531.1 Co2 110,712.9 0.0 3,045,980.4 3,045,980.4 0.0 110,712.9
N2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Producción neta de gas 37,178,251.4 11,603,698.9 54,220,166.6 49,854,298.7 4,365,867.9 53,147,818.2 Gas usado en operación 3,635,425.1 805,160.2 10,197,139.5 9,117,574.4 1,079,565.2 5,520,150.5 Empaque neto 1/ 0.0 0.0 (193,159.6) (193,159.6) 0.0 0.0
Volumen para base fiscal 33,542,826.3 10,798,538.7 44,216,186.7 40,929,883.9 3,286,302.7 47,627,667.7 FUENTE: Base de datos de extracción de gas asociado ZRPD2 y no asociado ZRPD3 del SNIP y Balance de gas asociado y no
asociado, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. Nota: Se muestra el volumen total de los campos acumulado a diciembre. 1/ El empaque para el cálculo del DSEH, DESH y DASH fue de cero.
Para obtener el volumen de la base fiscal para el cálculo del DSEH, DESH y DASH, a la producción neta de gas por 53,147,818.2 MPC se le restó el gas usado en operación por 5,520,150.5 MPC, resultando un volumen para base fiscal de 47,627,667.7 MPC.
Los volúmenes determinados de gas natural utilizado como base fiscal son iguales a los presentados en las declaraciones complementarias por campo del DSEH, DESH y DASH, en cumplimiento de la normativa.
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PEP pagó el DSEH, DESH y DASH, sobre la valoración de la producción de petróleo crudo y gas natural de los campos del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec y marginales.
2. Precio promedio para valorar los volúmenes del petróleo crudo y gas natural De conformidad con el artículo 258 Ter, fracciones I y II, de la Ley Federal de Derechos, para valorar la extracción de petróleo crudo y gas natural para el cálculo de los derechos sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), se debe considerar el precio promedio de exportación de petróleo crudo y de la unidad térmica de gas natural.
A fin de verificar el cálculo de dichos precios se revisaron las bases de datos que operó Pemex Exploración y Producción (PEP) en 2011, de los volúmenes y ventas de las mezclas de exportación (Maya, Altamira, Istmo y Olmeca), el cálculo del ajuste por rendimiento y por azufre de los precios de las corrientes no exportables (ligero y pesado), elaborado por la Gerencia de Estrategias de Comercialización, y el Consolidado de Ingresos, Egresos y Precios de Gas, formulado por la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP.
A) Precio promedio de exportación de petróleo crudo
A partir de la base de datos del volumen e ingresos por exportación de petróleo crudo, se calcularon los volúmenes y las ventas acumuladas de las mezclas de exportación, como se muestra a continuación:
VOLÚMENES Y VENTAS DE EXPORTACIÓN ACUMULADAS, 2011 (Miles)
Mes Exportación acumulada (barriles) Ventas acumuladas (pesos)
Maya 1/ Istmo Olmeca Total 2/ Maya (1) Istmo Olmeca Total 2/
Ene 35,128.4 3,022.1 6,604.5 44,754.9 35,334,058.6 3,330,513.8 7,502,699.5 46,167,271.9 Feb 63,458.1 4,191.2 11,670.4 79,319.7 65,732,516.6 4,615,955.1 13,493,372.0 83,841,843.8 Mar 95,706.9 8,348.2 19,410.8 123,465.8 104,441,783.4 10,000,514.3 23,869,968.0 138,312,265.7 Abr 123,809.3 10,744.3 25,598.0 160,151.5 140,263,184.6 13,319,284.0 32,722,263.5 186,304,732.1 May 156,170.6 14,659.6 31,731.1 202,561.3 179,122,075.5 18,390,372.3 40,857,608.5 238,370,056.2 Jun 188,813.7 18,658.3 37,835.6 245,307.6 218,162,905.4 23,446,174.7 48,911,743.4 290,520,823.6 Jul 218,195.0 21,118.5 43,919.8 283,233.3 253,071,279.1 26,546,680.1 57,031,079.2 336,649,038.4 Ago 253,507.0 23,366.3 50,982.0 327,855.4 294,737,775.6 29,318,426.0 66,228,294.2 390,284,495.7 Sep 281,977.1 26,650.6 56,493.7 365,121.4 331,160,957.4 33,818,942.8 74,050,908.7 439,030,808.9 Oct 314,715.9 30,061.8 62,978.6 407,756.2 375,129,672.6 38,645,780.7 83,570,532.6 497,345,986.0 Nov 345,285.2 33,830.6 69,485.5 448,601.3 418,970,235.8 44,338,295.1 93,743,267.8 557,051,798.6 Dic 378,048.3 36,242.2 74,043.3 488,333.8 465,234,966.2 48,023,990.3 100,813,847.4 614,072,803.8 FUENTE: Base de datos de los volúmenes y ventas de exportación de petróleo crudo proporcionada por la Gerencia
de Control de Gestión de PEP.
1/El crudo Maya incluye al crudo Altamira, debido a que ambos son crudos pesados. 2/ Las sumas totales pueden no coincidir debido al redondeo al pasar las cifras a miles.
Con los volúmenes y las ventas acumuladas se calculó el precio promedio de exportación de cada una de las mezclas y el precio promedio ponderado de exportación de petróleo crudo, como se muestra a continuación:
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE EXPORTACIÓN, 2011
(Pesos por barril)
Mes Precios promedio de exportación Precio promedio ponderado de exportación Maya 1/ Istmo Olmeca
Enero 1,005.9 1,102.1 1,136.0 1,031.6 Febrero 1,035.8 1,101.3 1,156.2 1,057.0 Marzo 1,091.3 1,197.9 1,229.7 1,120.2 Abril 1,132.9 1,239.7 1,278.3 1,163.3 Mayo 1,147.0 1,254.5 1,287.6 1,176.8 Junio 1,155.4 1,256.6 1,292.7 1,184.3 Julio 1,159.8 1,257.0 1,298.5 1,188.6 Agosto 1,162.6 1,254.7 1,299.1 1,190.4 Septiembre 1,174.4 1,269.0 1,310.8 1,202.4 Octubre 1,192.0 1,285.5 1,327.0 1,219.7 Noviembre 1,213.4 1,310.6 1,349.1 1,241.8 Diciembre 1,230.6 1,325.1 1,361.6 1,257.5
FUENTE: Base de datos mensual de volúmenes y ventas de exportación por tipo de mezcla proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
1/ El crudo Maya incluye al crudo Altamira, debido a que ambos son crudos pesados.
La determinación de los precios promedio ponderados coincidió con la utilizada por PEP para valorar la producción de petróleo crudo en las declaraciones normales y complementarias del DSEH, DESH y DASH.
B) Precio de las corrientes no exportables
El artículo 258 Ter, fracción I, de la Ley Federal de Derechos establece que “… en el caso de que algún tipo de petróleo crudo comercializado dentro del país no haya sido exportado, el precio de estos se calculará ajustándolo por la calidad del hidrocarburo de que se trate, de acuerdo con el contenido de azufre y los grados API que contenga…”. Para verificar el ajuste al precio de las corrientes no exportables, se revisaron las bases de datos de extracción y los papeles de trabajo del cálculo del ajuste por rendimiento y por azufre de los precios de las corrientes no exportables (pesados y ligeros), emitidos por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP, y se determinó el ajuste para cada corriente, como se muestra en la tabla siguiente:
Grupo Funcional Desarrollo Económico DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS PROMEDIO PONDERADOS
DE LAS CORRIENTES NO EXPORTABLES, 2011
Mes
Precio promedio ponderado de
exportación
Ajuste por azufre y rendimiento
Precio ajustado (1+2)
Tipo de cambio Precio ajustado 1/
(3 x 4)
d/b 2/ d/b d/b $/d 2/ $/b 2/
(1) (2) (3) (4) (5)
Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Ene 82.91 90.79 0.98 (5.80) 83.89 84.99 12.1316 12.1376 1,017.71 1,031.57 Feb 85.56 90.92 0.99 (5.67) 86.55 85.25 12.1053 12.1125 1,047.71 1,032.59 Mar 90.41 99.42 0.92 (6.00) 91.33 93.42 12.069 12.0486 1,102.26 1,125.58 Abr 94.52 103.53 0.85 (6.38) 95.37 97.15 11.9857 11.9729 1,143.07 1,163.16 May 96.29 105.53 0.87 (6.44) 97.16 99.09 11.9112 11.8874 1,157.29 1,177.92 Jun 97.14 105.85 0.92 (6.35) 98.06 99.50 11.8935 11.8709 1,166.27 1,181.15 Jul 97.78 106.14 0.90 (6.43) 98.68 99.71 11.8611 11.8427 1,170.45 1,180.83 Ago 97.60 105.63 0.89 (6.41) 98.49 99.22 11.9112 11.8775 1,173.13 1,178.48 Sep 97.64 105.61 0.91 (6.32) 98.55 99.29 12.0275 12.0155 1,185.31 1,193.01 Oct 97.85 105.48 0.94 (6.21) 98.79 99.27 12.1803 12.1875 1,203.29 1,209.85 Nov 98.52 105.96 0.98 (6.08) 99.50 99.88 12.3159 12.3677 1,225.43 1,235.28 Dic 98.89 106.26 0.98 (6.01) 99.87 100.25 12.4443 12.4696 1,242.81 1,250.07 FUENTE: Ajustes en rendimientos y azufre de los precios de las corrientes no exportables 2011, emitidos por la Gerencia
de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP. 1/ Algunas cifras no coinciden debido al redondeo. 2/ d/b: Dólares por barril.
$/d: pesos por dólar. $/b: pesos por barril.
Los precios calculados de las corrientes no exportables de crudo ligero y pesado, coincidieron con los aplicados por PEP para valorar los volúmenes de crudo no exportable ligero y pesado en las declaraciones normales y complementarias del DSEH, DESH y DASH. C) Precio de la unidad térmica de gas natural
A partir del Reporte Consolidado de Ingresos, Egresos y Precios del Gas de PEP, se determinó el volumen y las ventas mensuales y acumuladas de gas natural que PEP realizó a Pemex Gas y Petroquímica Básica y a Pemex Refinación, como se muestra en la tabla siguiente:
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 VOLÚMENES Y VENTAS DE GAS NATURAL, 2011 Mes
Volumen (MPC) Ventas (Pesos) Mensual Acumulada 1/ Mensual Acumulada 1/
Enero 177,777,714.4 177,777,714.4 9,566,533,950.3 9,566,533,950.3 Febrero 159,397,162.6 337,174,877.1 8,591,608,475.3 18,158,142,425.6 Marzo 175,488,543.3 512,663,420.4 8,808,036,736.6 26,966,179,162.2 Abril 168,896,385.5 681,559,805.9 9,128,575,745.5 36,094,754,907.8 Mayo 174,369,994.4 855,929,800.2 9,729,488,882.6 45,824,243,790.4 Junio 168,481,799.2 1,024,411,599.4 9,269,989,772.5 55,094,233,562.9 Julio 172,863,263.1 1,197,274,862.5 9,577,951,203.6 64,672,184,766.4 Agosto 172,833,954.1 1,370,108,816.6 9,621,239,498.3 74,293,424,264.8 Septiembre 163,688,725.4 1,533,797,542.0 8,839,360,526.7 83,132,784,791.5 Octubre 170,961,533.9 1,704,759,075.9 9,526,753,646.9 92,659,538,438.4 Noviembre 163,526,852.9 1,868,285,928.7 8,487,571,036.1 101,147,109,474.5 Diciembre 169,263,844.8 2,037,549,773.6 9,079,604,741.5 110,226,714,216.0 FUENTE: Reporte Consolidado de Ingresos, Egresos y Precios del Gas de PEP, proporcionado por la Gerencia
de Control de Gestión de PEP.
1/ Algunas cifras no coinciden debido al redondeo.
Para determinar el precio promedio y el precio promedio ponderado en pesos por millar de pies cúbicos ($/MPC) de gas natural se dividieron las ventas entre el volumen acumulado, con los resultados siguientes:
DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE GAS NATURAL, 2011 ($/MPC)
Mes Precio promedio Precio promedio ponderado
ASF ASF Declaraciones
Enero 53.8 53.8 53.8 Febrero 53.9 53.9 53.9 Marzo 50.2 52.6 52.6 Abril 54.0 53.0 53.0 Mayo 55.8 53.5 53.5 Junio 55.0 53.8 53.8 Julio 55.4 54.0 54.0 Agosto 55.7 54.2 54.2 Septiembre 54.0 54.2 54.2 Octubre 55.7 54.4 54.4 Noviembre 51.9 54.1 54.1 Diciembre 53.6 54.1 54.1
FUENTE: Reporte Consolidado de Ingresos, Egresos y Precios del Gas, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
$/MPC: Pesos por millar de pies cúbicos.
Los precios promedio ponderados de gas natural calculados por la Auditoría Superior de la Federación, coincidieron con los utilizados por PEP para valorar la producción de gas natural en las declaraciones complementarias del DSEH, DESH y DASH.
Grupo Funcional Desarrollo Económico
3. Determinación del Cost Cap para el cálculo del Derecho Especial sobre
Hidrocarburos (DESH)
De conformidad con el artículo 257 Quáter de la Ley Federal de Derechos, correspondiente al pago del DESH, se establece que “El monto de la deducción por concepto de los costos, gastos e inversiones, relacionados con el petróleo crudo y gas natural extraídos del campo de que se trate, sin considerar los señalados en las fracciones VI a VIII del presente artículo, no podrá ser superior al 60.0% del valor del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año del campo de que se trate ni a 32.5 dólares de los Estados Unidos de América por barril de petróleo crudo equivalente extraído en el año de que se trate. El monto máximo de deducción a que se refiere este párrafo, se actualizará cada ejercicio empleando para tal efecto el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América”.
Para verificar el límite de las deducciones (Cost Cap) se analizaron las bases de datos de la extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) del Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP), el balance de gas asociado para 2011 y los papeles de trabajo del Sistema Nacional de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH), todo ello proporcionado por Pemex Exploración y Producción (PEP).
A) Determinación del Cost Cap considerando 60.0% de la valoración total de petróleo crudo y gas natural
A partir de los volúmenes y valoración de la extracción de petróleo y gas natural asociado, se determinó la valoración acumulada de la producción de petróleo crudo y gas natural asociado, como se muestra en la tabla siguiente:
VALORACIÓN ACUMULADA DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL ASOCIADO, 2011 (Miles de pesos)
Mes
Paleocanal de Chicontepec (Art. 257 Bis, fracción I)
Segregados del Paleocanal de Chicontepec (Art. 257 Bis, fracción II)
Marginales incremental (Art. 257 Bis, fracción IV) Petróleo
Crudo Gas Total 2/ Petróleo Crudo Gas Total Petróleo Crudo Gas Total 2/
Ene 2,020,747.5 170,591.5 2,191,339.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Feb 3,881,174.0 332,985.5 4,214,159.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Mar 6,521,620.8 516,272.7 7,037,893.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Abr 9,074,520.3 717,562.5 9,792,082.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 May 11,674,505.2 929,665.6 12,604,170.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Jun 14,169,093.4 1,128,113.7 15,297,207.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Jul 16,729,018.1 1,330,726.9 18,059,745.0 0.0 0.0 0.0 99,786.4 4,787.6 104,574.0 Ago 19,415,958.8 1,544,255.0 20,960,213.9 0.0 0.0 0.0 198,080.1 9,650.0 207,730.1 Sep 22,475,060.1 1,759,550.7 24,234,610.8 0.0 0.0 0.0 674,892.4 27,580.6 702,473.0 Oct 23,580,838.8 1,785,388.5 25,366,227.3 2,347,753.4 197,065.9 2,544,819.4 1,825,405.5 78,201.7 1,903,607.1 Nov 24,907,171.0 1,795,237.7 26,702,408.7 4,641,963.1 379,964.8 5,021,927.9 2,945,191.2 125,358.0 3,070,549.3 Dic 1 / 26,092,775.5 1,814,331.5 27,907,107.0 4,387,400.2 177,756.1 4,565,156.3 7,194,964.3 584,093.0 7,779,057.3
FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) y papeles de trabajo del SIBH, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
Nota: Al cierre de 2011 no se tiene registro de producción en campos de aguas profundas.
1/ Corresponde a la valoración del Paleocanal de Chicontepec como una sola unidad, 10 campos marginales y 29 campos segregados del Paleocanal de Chicontepec.
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011
Con la valoración acumulada de la producción de petróleo crudo y gas natural se calculó el Cost Cap, al multiplicar dicha valoración por la cota determinada del 60.0%, como se detalla enseguida:
DETERMINACIÓN DEL COST CAP A PARTIR DEL 60% DE LA VALORACIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL, 2011
Mes
Valoración de la producción de petróleo crudo y gas asociado
Cota de crudo y gas (60.0% del valor de la producción) Cost Cap (Miles de pesos) Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Marginales incremental Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Marginales incremental Ene 2,191,339.0 0.0 0.0 0.6 1,314,803.4 0.0 0.0 Feb 1 / 4,214,159.6 0.0 0.0 0.6 2,528,495.7 0.0 0.0 Mar 7,037,893.5 0.0 0.0 0.6 4,222,736.1 0.0 0.0 Abr 9,792,082.8 0.0 0.0 0.6 5,875,249.7 0.0 0.0 May 12,604,170.9 0.0 0.0 0.6 7,562,502.5 0.0 0.0 Jun 15,297,207.1 0.0 0.0 0.6 9,178,324.3 0.0 0.0 Jul 18,059,745.0 0.0 104,574.0 0.6 10,835,847.0 0.0 62,744.4 Ago 20,960,213.9 0.0 207,730.1 0.6 12,576,128.3 0.0 124,638.1 Sep 24,234,610.8 0.0 702,473.0 0.6 14,540,766.5 0.0 421,483.8 Oct 25,366,227.3 2,544,819.4 1,903,607.1 0.6 15,219,736.4 1,526,891.6 1,142,164.3 Nov 26,702,408.7 5,021,927.9 3,070,549.3 0.6 16,021,445.2 3,013,156.7 1,842,329.6 Dic 2 / 27,907,107.0 4,565,156.3 7,779,057.3 0.6 16,744,264.2 2,739,093.8 4,667,434.4
FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) y papeles de trabajo del SIBH, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
1/ La cifra no coincide debido al redondeo.
2/ Corresponde a la valoración del Paleocanal de Chicontepec como una sola unidad, 10 campos marginales y 29 campos segregados del Paleocanal de Chicontepec
B) Determinación del Cost Cap considerando 32.5 dólares por barril de petróleo crudo equivalente (BPCE)
A partir de la producción de gas natural asociado en millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), empleando el factor de conversión en MBD/MMPCD, se calculó el volumen de gas asociado en miles de barriles de petróleo crudo equivalente (MBPCE), y se sumó al volumen de petróleo crudo para obtener el volumen acumulado, como se muestra a continuación:
Grupo Funcional Desarrollo Económico PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL ASOCIADO
CONSIDERADA PARA EL CÁLCULO DEL COST CAP, 2011
Mes
Paleocanal de Chicontepec
Segregados del Paleocanal de Chicontepec
Marginales incremental (Art. 257 Bis, fracción I) (Art. 257 Bis, fracción II) (Art. 257 Bis, fracción IV) Petróleo
Crudo Gas Total 2/ Petróleo Crudo Gas Total 2/ Petróleo Crudo Gas Total 2/
MBD MMPCD MBPCED MBD 2/ MBD MMPCD MBPCED MBD 2/ MBD MMPCD MBPCED MBD 2/
Ene 63.3 102.3 20.5 83.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Feb 63.6 104.8 21.0 84.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Mar 64.5 109.1 21.8 86.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Abr 65.1 112.9 22.6 87.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 May 65.8 115.0 23.0 88.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Jun 66.4 115.9 23.2 89.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Jul 66.9 116.2 23.2 90.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.4 0.1 0.5 Ago 67.8 117.2 23.4 91.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.7 0.7 0.1 0.8 Sep 69.1 118.9 23.8 92.8 0.0 0.0 0.0 0.0 2.0 1.9 0.4 2.4 Oct 64.2 108.1 21.6 85.8 6.4 11.9 2.4 8.8 4.8 4.7 0.9 5.7 Nov 60.4 99.3 19.9 80.3 11.3 21.0 4.2 15.5 6.9 6.9 1.4 8.2 Dic 1 / 57.2 91.9 18.4 75.6 15.8 29.6 5.9 21.7 9.2 9.0 1.8 11.0
FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) y papeles de trabajo del SIBH, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
MBD: Miles de barriles diarios.
MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.
MBPCED: Miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios.
1/ Corresponde a la valoración del Paleocanal de Chicontepec como una sola unidad, 10 campos marginales y 29 campos segregados.
2/ Algunas cifras no coinciden debido al redondeo.
Se calculó el Cost Cap multiplicando el volumen de producción en MBPCE por 34.6157 dólares por barril (Cota actualizada al multiplicar los 32.5 d/b establecidos en el artículo 257 Quáter de la Ley Federal de Derechos por el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América), como se detalla a continuación:
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 DETERMINACIÓN DEL COST CAP A PARTIR DEL VOLUMEN DE PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE, 2011
Mes
Producción total Cost Cap
Actualizado 1/ TC (miles de pesos) Cost Cap
Paleocanal de Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Marginales incremental Paleocanal de Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Marginales Incremental Total 3/ MBD MBD MBD d/b $/d Ene 83.7 0.0 0.0 34.6157 12.1353 1,090,383.3 0.0 0.0 1,090,383.3 Feb 84.6 0.0 0.0 34.6157 12.1353 2,096,036.1 0.0 0.0 2,096,036.1 Mar 86.3 0.0 0.0 34.6157 12.0669 3,245,337.5 0.0 0.0 3,245,337.5 Abr 87.7 0.0 0.0 34.6157 11.9831 4,366,203.4 0.0 0.0 4,366,203.4 May 88.8 0.0 0.0 34.6157 11.9091 5,525,043.0 0.0 0.0 5,525,043.0 Jun 89.5 0.0 0.0 34.6157 11.8908 6,670,863.9 0.0 0.0 6,670,863.9 Jul 90.1 0.0 0.5 34.6157 11.8589 7,843,782.2 0.0 40,327.1 7,884,109.4 Ago 91.3 0.0 0.8 34.6157 11.9072 9,141,773.9 0.0 80,588.8 9,222,362.7 Sep 92.8 0.0 2.4 34.6157 12.0227 10,547,496.5 0.0 270,420.0 10,817,916.5 Oct 85.8 8.8 5.7 34.6157 12.1773 10,989,840.6 1,123,888.3 732,520.9 12,846,249.8 Nov 80.3 15.5 8.2 34.6157 12.3181 11,433,142.3 2,201,633.9 1,174,555.2 14,809,331.5 Dic 2 / 75.6 21.7 11.0 34.6157 12.4381 11,880,986.0 3,408,768.7 1,734,345.3 17,024,099.9
FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) y papeles de trabajo del SIBH, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
MBD: Miles de barriles diarios.
1/ Monto máximo de deducción actualizado empleando el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, que para 2011 fue de 1.0651.
2/ Corresponde a la valoración del Paleocanal de Chicontepec como una sola unidad, 10 campos marginales y 29 campos segregados.
3/ Algunas cifras no coinciden por el redondeo.
El valor calculado del Cost Cap correspondió al registrado en las declaraciones por campo del DESH presentadas por PEP, para algunos campos se consideró el 60.0% del valor del petróleo crudo y gas natural y en otros el límite de 34.6157 dólares por barril de petróleo crudo equivalente, en cumplimiento de la normativa.
Por otra parte, en el artículo 257 Quárter, párrafo décimo segundo, se establece que la parte deducible de los gastos, costos e inversiones que rebase el monto máximo de deducción, se podrá deducir en los 15 ejercicios inmediatos posteriores a aquel al que correspondan.
Al respecto, se solicitó a PEP informar las causas por las que no aplicó el remanente de 1,653,182.4 miles de pesos, proveniente del ejercicio 2010 en el cálculo del DESH de 2011. Este importe resultó al comparar el total de deducciones por costos, gastos e inversiones del ejercicio 2010 y el monto máximo de deducciones permitido por la Ley Federal de Derechos vigente en 2010, como se muestra en el cuadro siguiente:
Grupo Funcional Desarrollo Económico REMANENTE DEL DESH DEL 2010 PENDIENTE DE DEDUCIR
(Miles de pesos)
Concepto Monto
Total de deducciones por costos, gastos e inversiones 2010 13,277,898.8 - Monto máximo de deducciones permitido por la LFD 2010 11,624,716.4 = Remanente pendiente de deducir 1,653,182.4 FUENTE: Deducciones por costos, gastos e inversiones del ejercicio 2010.
Al respecto, mediante el oficio del 19 de junio de 2012, PEP informó que “las causas por las cuales Pemex Exploración y Producción no aplicó el remanente de 2010 del DESH en el ejercicio de 2011, fueron las siguientes:
“Derivado que el remanente de 1,653,182.4 miles de pesos se originó en los campos de Chicontepec general (como una sola unidad) se realizó un papel de trabajo (vaciado de declaraciones) con la finalidad de analizar mensualmente en que declaraciones (pagos provisionales) del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y en el campo de Chicontepec general, los costos, gastos e inversiones habían estado por debajo del Cost Cap con la finalidad de identificar en que meses del 2011 se podía aplicar parte del remanente del ejercicio 2010.
“Con base en el papel de trabajo señalado en el párrafo anterior, se observó que en todos los meses del 2011 los costos, gastos e inversiones del campo de Chicontepec general estuvieron por arriba del Cost Cap, por lo que el límite de deducciones permitido fue el Cost Cap, no pudiendo deducir en la declaración de pago provisional de ningún mes, parte del remanente del 2010.
“En la declaración anual del 2011 del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH), del campo de Chicontepec general, el resultado fue el siguiente:”
REMANENTE DEL DESH DEL 2011 PENDIENTE DE DEDUCIR (Miles de pesos)
Concepto Monto
Total de deducciones por costos, gastos e inversiones 2011 14,950,395.5 - Monto máximo de deducciones permitido por la LFD 2010 11,880,985.8 = Remanente pendiente de deducir 3,069,409.7 FUENTE: Información proporcionada por PEP mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-797-2012.
De acuerdo con las declaraciones del DESH, el remanente de 2011 pendiente de deducir por tipo de campo se conformó de la manera siguiente:
REMANENTE DEL DESH DEL 2011 PENDIENTE DE DEDUCIR POR TIPO DE CAMPO
(Miles de pesos)
Campo Remanente pendiente
de deducir
Marginales 421,637.9
Segregados 4,432,628.1
Chicontepec general 3,069,409.7
Total 7,923,675.7
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011
Conforme a lo expuesto, al ser mayor el monto de los costos, gastos e inversiones que el Cost Cap, PEP no consideró en el cálculo del DESH de 2011 el remanente de la parte deducible de los costos, gastos e inversiones de 2010 por 1,653,182.4 miles de pesos y de los correspondientes a 2011 tiene pendiente por deducir 7,923,675.7 miles de pesos, por lo que de acuerdo con el artículo 257 Quáter, párrafo décimo segundo, de la Ley Federal de Derechos la parte deducible de los gastos, costos e inversiones que rebase el monto máximo de deducción, se podrá deducir en los 15 ejercicios inmediatos posteriores a aquel al que correspondan.
4. Cálculo de los derechos sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Adicional sobre Hidrocarburos (DASH)
Pemex Exploración y Producción (PEP) presentó en total 49 declaraciones, 39 normales y 10 complementarias, de las cuales, 12 fueron normales y 1 anual del DSEH; 12 normales, 5 complementarias y 1 anual del DESH, y 12 normales, 5 complementarias y 1 anual del DASH. Por los derechos auditados se realizaron pagos provisionales por 16,958,804.7 miles de pesos, integrados de la forma siguiente:
IMPORTE DE PAGOS PROVISIONALES DEL DSEH, DESH Y DASH, 2011 (Miles de pesos)
Derecho Importe (1)
Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos 6,037,698.3 Derecho Especial sobre Hidrocarburos 6,198,845.2 Derecho Adicional sobre Hidrocarburos __4,722,261.2_
Total 16,958,804.7
FUENTE: Declaraciones de pagos provisionales normales y complementarios y declaraciones anuales del ejercicio 2011 del DSEH, DESH y DASH.
(1): El importe de los pagos provisionales corresponde a los reportados en el dictamen de los estados financieros de la entidad, presentados el 21 de febrero de 2012.
Para verificar el cálculo del DSEH, DESH y DASH, se obtuvo el valor del petróleo crudo y gas natural extraído de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec y marginales.
En términos generales el cálculo anual que incluye los pagos provisionales normales y complementarios de los derechos de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec y marginales, se describe como sigue:
1. En relación con el DSEH al valor del petróleo crudo y gas natural del campo de que
se trate (40,251,314.4 miles de pesos) se le aplicó la tasa del 15.0%, y se obtuvo un monto del derecho causado por 6,037,697.2 miles de pesos.
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de 240.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y del 30.0% cuando la producción acumulada fue menor a esa cifra, de lo que se obtuvieron 6,208,755.7 miles de pesos de derechos causados (4,541,086.9 miles de pesos a la tasa del 36.0% y 1,667,668.8 miles de pesos al 30.0%).
3. En el caso del DASH, el valor promedio acumulado anual del petróleo crudo
equivalente por barril extraído fue de 81.8697 dólares, precio mayor en 17.9637 dólares de los 63.9060 dólares (importe actualizado) establecidos en el artículo 257 séptimus de la Ley Federal de Derechos (LFD). El importe excedente de 17.9637 dólares se multiplicó por el volumen del petróleo crudo y gas natural (40,644.0 miles de barriles) y por el tipo de cambio correspondiente al periodo de pago de 12.4381 pesos por dólar, y se obtuvo la base gravable de 9,081,263.8 miles de pesos, a la que se le aplicó la tasa del 52.0% establecida en la LFD y como resultado se obtuvo el importe anual del DASH por 4,722,257.2 miles de pesos.
Con base en lo expuesto, el cálculo de los derechos presentados por PEP en las declaraciones mensuales normales, complementarias y las declaraciones anuales del DSEH,
el DESH y el DASH se realizó conforme a la normativa; excepto que en el campo marginal
“Cinco Presidentes” correspondiente al Activo Integral Cinco Presidentes de la Región Sur en diciembre, PEP consideró para el cálculo del DESH del campo mencionado deducciones por 357,950.8 miles de pesos en lugar de 341,639.8 miles de pesos, disminuyó 16,311.0 miles de pesos de más, situación que originó que PEP no pagara 5,872.0 miles de pesos de derechos. En el transcurso de la auditoría y con motivo de la intervención de la Auditoría Superior de la Federación, el 31 de agosto de 2012 PEP presentó la declaración complementaria del pago provisional de diciembre de 2011 por los 5,872.0 miles de pesos y la declaración anual 2011 para corregir dicha situación.
Asimismo, el 30 de octubre de 2012 PEP informó que:
• El problema radicó en que al momento de integrar los costos, gastos e inversiones de
diciembre del campo marginal “Cinco Presidentes” una de las fórmulas del archivo donde se realizaba el cálculo no se modificó, lo que ocasionó que se leyera una cifra incorrecta.
• El origen del problema fue que “el archivo se copiaba tantas veces como campos
marginales con producción incremental se tuvieran y se filtraba y se adecuaban las fórmulas a nivel de cada campo. Al mes de diciembre de 2011 el total de campos marginales con producción incremental se elevó a 10, sin embargo a nivel organismo se contaba con un inventario de 82 campos marginales por los cuales había que obtener la información a detalle.
• “A diciembre de 2011 se declararon 40 campos en total para el régimen especial: 29
campos segregados, 10 marginales con producción incremental y 1 de Chicontepec general, que multiplicado por los 3 derechos da un total de = 40x3 derechos (DSEH, DESH y DASH) = 3 declaraciones con 120 anexos.
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011
• “Así como una declaración más para el DOSH, DEIME, DEFIPE, FONDO, DESEP= 5
declaraciones. Esta situación originó que la cantidad de archivos a trabajar y revisar se elevara considerablemente.
• “La hoja de cálculo que se utilizaba para la elaboración de las declaraciones utilizaba
alrededor de 950 operaciones manuales de forma mensual, entre ligas, fórmulas y vínculos, a otras pestañas dentro de la misma hoja y a otras hojas, que multiplicado por el número de campos incrementaba la cantidad de operaciones a realizar/controlar.” Proporcionó la descripción detallada de las pantallas en Excel del proceso aplicado para la integración de los costos, gastos e inversiones, donde la entidad identifica la integración de la cantidad de 144,401.7 miles de pesos acumulados a diciembre (correspondientes a octubre, noviembre y diciembre), a nivel total de campos marginales, y muestra que con motivo de la extracción de la información por campo, al momento de integrar los costos, gastos e inversiones del campo “Cinco Presidentes”, no se modificó de manera adecuada uno de los elementos de la fórmula para que los valores de noviembre los trajera de ese mismo mes, lo que ocasionó que los importes de noviembre fueran los mismos de diciembre, con lo que el total de los tres meses fue de 160,712.7 miles de pesos, por lo que al corregir la fórmula el resultado obtenido entre el archivo total por 144,401.7 miles de pesos y el archivo por campo es el mismo.
Además, PEP informó que como medidas adoptadas durante 2012 para reforzar el control interno implementó lo siguiente:
Primera medida:
• A partir de abril de 2012 simplificó y optimizó el proceso de cálculo, para que en lugar de
elaborar una hoja de trabajo por cada campo segregado (29 hojas a diciembre 2011), una hoja por campo marginal (10 hojas a diciembre 2011) y una hoja general, se elaboren soló tres hojas de trabajo, denominadas “Segregados” para el cálculo de los campos segregados; “Marginales” para el cálculo de campos marginales y “Agrupada” para el cálculo de los campos de Chicontepec como una sola unidad y Aguas Profundas (que no tiene producción), así como para los campos del régimen general, además en esta hoja se lleva el control de las cifras de todos los derechos a nivel total. Esta medida evita el riesgo de que al momento de copiar el archivo varias veces, filtrarlo por campo y modificar las fórmulas, se cometan errores, además de que facilita considerablemente su manejo, elaboración y revisión de la hoja.
Segunda medida:
• La Gerencia de Recursos Financieros está trabajando en un nuevo sistema informático
denominado “Sistema de Determinación Fiscal”, que tendrá una sola fuente de información (donde se alojarán todos los insumos y todos los cálculos), permitirá automatizar procesos, agilizará el proceso de cálculo, tendrá toda la información concentrada en una misma base de datos y ofrecerá mayores medidas de control y de
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De acuerdo con lo anterior, PEP realizó acciones para reforzar su control interno a fin de minimizar el riesgo de error en la determinación y entero de los derechos.
Véase acción(es): 11-1-18T4L-02-0083-01-001
5. Instrumentos de medición
Para verificar los instrumentos de medición utilizados para cuantificar el volumen de petróleo crudo de extracción de los campos del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec y marginales, que sirvió de base para el cálculo de los derechos sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), en junio y julio de 2012 se realizaron visitas de inspección a:
• Batería de Separación Sitio Grande del Activo Integral Muspac de la Región Sur de
Pemex Exploración y Producción (PEP).
• Complejo Procesador de Gas La Venta de Pemex Gas y Petroquímica Básica.
• Batería de separación Poza Rica X del Activo Integral Poza Rica Altamira de la Región
Norte de PEP.
• Batería de separación Poza Rica XVIII del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo de
la Región Norte de PEP.
A) Batería de Separación Sitio Grande del Activo Integral Muspac de la Región Sur Proceso
La Batería de Separación Sitio Grande recibe la mezcla de hidrocarburos provenientes de los campos Sitio Grande y Río Nuevo, con una producción de 1,760.3 miles de barriles (MB) y 1,809.4 MB de petróleo crudo bruto, respectivamente. También recibe la mezcla líquida de la Batería de Separación Agave y la corriente de líquidos proveniente de la Batería de Separación Artesa, ambos con un flujo de 4,015.0 MB de petróleo crudo bruto. Asimismo, se reciben y procesan en total 6,570,000.0 miles de pies cúbicos de gas proveniente de los campos mencionados.
Cabe mencionar que el campo Sitio Grande fue clasificado en el catálogo de campos oficiales de PEP como marginal (artículo segundo transitorio del DECRETO por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al Régimen Fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 18 de noviembre de 2010).
En la instalación se realizan los procesos de separación, rectificación, estabilización, recuperación de vapores y deshidratación, además del bombeo y medición de aceite y gas. La producción de los pozos de los campos Sitio Grande y Río Nuevo, junto con los líquidos bombeados de la Batería de Separación Agave se reciben en el cabezal de recolección de
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baja presión, posteriormente, esta mezcla de hidrocarburos se envía a los separadores horizontales de baja presión SHBP-1 y 2.
La mezcla aceite agua separada en este equipo, junto con los líquidos recuperados en el Rectificador Vertical de Baja Presión (RVBP), se envían al separador horizontal elevado de baja presión (SHEBP), a fin de estabilizar el crudo. Posteriormente, se envía al Tanque Deshidratador (TD-2), de 30.0 MB para separar el agua del aceite, por diferencia de densidades.
Medición de petróleo crudo
El aceite separado en los tanques deshidratadores (TD-1 y TD-2), es succionado y enviado por medio de dos Bombas (MBCH-02 y 03), hacia la Central de Almacenamiento y Bombeo (CAB) Cactus. Para cuantificar el petróleo crudo que se envía a la CAB Cactus se tiene instalado un patín de medición, conformado por un medidor tipo ultrasónico de cuatro haces y su instrumentación (transmisores indicadores de flujo, presión diferencial, densidad, temperatura y medición de porcentaje de agua), el cual se muestra en la figura siguiente:
MEDIDOR ULTRASÓNICO E INSTRUMENTACIÓN
FUENTE: Registro fotográfico de la visita de inspección.
El arreglo del patín de medición (medidor ultrasónico y su instrumentación), correspondió con el esquema núm. BATSGR-036 “Arreglo de instrumentos en patín de medición de flujo de aceite”.
El funcionamiento del medidor ultrasónico y su instrumentación cumplieron con las especificaciones establecidas en la normativa.
El número de serie levantado en campo correspondió con el registrado en el dictamen de calibración núm. FSFL-DCMU-4415/09 emitido por la compañía Fujisan Survey, S.A. de C.V. (laboratorio acreditado por la Entidad Mexicana de Acreditación, A.C., en las magnitudes de volumen, flujo, presión, temperatura y densidad), en cumplimiento de la normativa.
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Medición de gas
Por otra parte, el gas separado en los SHEBP 1 y 2, es enviado a los enfriadores tipo Soloaires para disminuir su temperatura. El gas enfriado se envía al rectificador para separar los líquidos generados durante el enfriamiento. Los vapores desprendidos en el SHEBP se envían a la recuperadora de vapores donde se comprimen. Este gas se une con el proveniente del rectificador y finalmente se envía hacia la Estación de Compresión Sitio Grande. Para cuantificar el volumen de gas se tiene instalado en la línea de salida un medidor fitting porta placa de orificio con registrador de flujo, como se muestra en la figura siguiente:
FITTING PORTA PLACA DE ORIFICIO Y REGISTRADOR DE FLUJO
FUENTE: Registro fotográfico de la visita de inspección.
La placa de orificio acoplada al fitting y el registrador de flujo cumplieron con las especificaciones establecidas en la normativa.
B) Complejo Procesador de Gas La Venta (CPGLV) de Pemex Gas y Petroquímica Básica Proceso
Dentro de las instalaciones de este complejo se encuentra el área denominada “Estación de Medición la Venta”, cuya función es contabilizar el petróleo crudo hidratado proveniente de las baterías de separación Blasillo, Cinco Presidentes 1 y 2, Rodador, Sánchez Magallanes 1 y 7, San Ramón, Otates, Ogarrio 2 y 5, Tiumut, Guaricho La Central, Nelash, Arroyo Prieto y Bacal. Cabe mencionar que el petróleo crudo recibido en esta área no entra al proceso del centro procesador, únicamente se cuantifica y se envía al área de deshidratación del CPGLV, donde se le retira el agua y la sal mediante un proceso termoquímico y posteriormente es enviado al Centro de Comercialización de Crudo Palomas para su venta al Sistema Nacional de Refinación (SNR).
Los campos Blasillo, Cinco Presidentes, Rodador, Sánchez Magallanes, San Ramón, Otates y Ogarrio están clasificados como campos marginales de acuerdo al catálogo de campos oficiales de PEP.
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La producción de las baterías llega en seis corrientes con los flujos siguientes:
ESTACIÓN DE MEDICIÓN LA VENTA CORRIENTES DE PETRÓLEO CRUDO, 2011
Corriente Volúmenes promedio
(MB)
Blasillo-Rabasa 7,519.0
Deshidratación en frío disponible 0.0 Cinco Presidentes-Rodador 6,314.5
Ogarrio-Otates 4,818.0
Magallanes-San Ramón 4,489.5
Ogarrio-Bacal 7,336.5
FUENTE: Documento “Descripción del proceso.ppt”, proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
Medición de petróleo crudo
Para cuantificar la producción de cada batería se tiene instalado un sistema de medición conformado por seis trenes de medidores másicos tipo coriolis de tres pulgadas de diámetro, como se muestran a continuación:
TREN DE MEDIDORES MÁSICOS TIPO CORIOLIS
FUENTE: Registro fotográfico de la visita de inspección.
Los trenes de medición están integrados por los equipos siguientes:
• Válvula de bloqueo de entrada.
• Filtro de canasta.
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• Transmisor electrónico de presión.
• Termómetro de carátula.
• Manómetro de carátula.
• Válvulas de bloqueo de salida.
Los instrumentos de medición másicos tipo coriolis y su instrumentación cumplieron con las especificaciones técnicas de la normativa.
Por otra parte, en el cuarto de control se tiene una Interfaz hombre máquina (HMI), formada por un módulo de recolección de datos con una computadora por cada tren y una computadora maestra con software de monitoreo en tiempo real con desplegado de tendencias y reportes, en cumplimiento de la normativa.
Los datos mostrados por el sistema son:
• Volumen de petróleo instantáneo bruto, neto, temperatura, porcentaje de agua y
presión por tren de medición y el total.
• Volumen acumulado bruto, agua, neto a 20°C, total del día, por hora y del día
anterior, como se muestra en la imagen siguiente:
PANTALLAS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
FUENTE: Documento “Descripción del proceso.ppt”, proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
C) Batería de Separación Poza Rica X del Activo Integral Poza Rica Altamira de la Región Norte
Proceso
Esta batería recibe la producción general (mezcla de petróleo crudo y gas) de los pozos de los campos Poza Rica, Mecatepec y Manuel Ávila Camacho a través de líneas de descarga
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individuales o de varios pozos. De acuerdo con el catálogo de campos oficiales de PEP, el campo Mecatepec está clasificado como un campo marginal y el campo Poza Rica como un campo del Paleocanal de Chicontepec.
Las líneas llegan al cabezal de producción general de la batería de separación de donde se distribuye en todos los separadores que reciben la producción general, como se muestra en la imagen siguiente:
SEPARADORES DE PRODUCCIÓN
FUENTE: Registro fotográfico de la visita de inspección.
Medición de petróleo crudo
El petróleo crudo de los separadores es descargado en un cabezal común de 8 pulgadas de diámetro que lo conduce al tanque de almacenamiento de 5.0 MB para su bombeo a la Central de Almacenamiento y Bombeo Poza Rica a través de un oleoducto de 12 pulgadas de diámetro.
La medición de nivel en los tanques atmosféricos se realiza mediante una cinta de medición o por la indicación de nivel de un mecanismo de flotador con el que está acondicionado el recipiente. Los tanques de medición tienen instalado un medidor de nivel tipo radar que transmite la indicación de nivel en el tablero localizado en el cuarto de control de la batería, en cumplimiento de la normativa.
Medición de gas
Por lo que corresponde al gas amargo obtenido de los separadores horizontales este es enviado por un gasoducto de 12 pulgadas hacia la Estación de Compresión Mecatepec. Para cuantificar este volumen se utiliza un medidor de placa de orificio tipo fitting instalado en el colector de gas de la batería, como sigue:
Grupo Funcional Desarrollo Económico MEDIDOR TIPO FITTING CON PLACA DE ORIFICIO
FUENTE: Registro fotográfico de la visita de inspección.
La placa de orificio acoplada al fitting y el registrador de flujo cumplieron con las especificaciones establecidas en la normativa aplicable.
En la Estación de Compresión Mecatepec, el gas es comprimido y transportado hacia el Complejo Procesador de Gas Poza Rica para su venta a Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB).
D) Batería de Separación Poza Rica XVIII del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG) de la Región Norte
Proceso
En esta instalación se cuantifica la producción del campo Presidente Alemán, el cual de acuerdo al catálogo de campos oficiales de PEP fue clasificado como un campo segregado del Paleocanal del Chicontepec (Artículo 257 Bis, fracción II, de la Ley Federal de Derechos). De acuerdo con el “Diagrama de Flujo de Aceite del AIATG”, la producción de petróleo crudo de esta batería de separación se envía hacia la Central de Almacenamiento y Bombeo (CAB) Tajín IV, donde se mezcla con la producción proveniente de otras baterías de separación, posteriormente se envía a la Central de Almacenamiento y Bombeo Poza Rica para su venta como crudo Marfo a la Refinería de Ciudad Madero. Asimismo, en el “Diagrama de Flujo de gas del AIATG”, se esquematiza que la producción de gas se envía al Complejo Procesador de Gas (CPG) Poza Rica para su venta a Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB).
Medición de petróleo crudo
Para cuantificar la producción de petróleo crudo se cuenta con un tanque de almacenamiento de producción general con una capacidad de 1.0 MB y tres tanques de medición con capacidad de 1.7 MB. Estos tanques de medición tienen instalados sistemas de medición tipo radar en la cúpula de los mismos. En la caseta de los operadores se
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encuentran instalados los trasmisores de los equipos tipo radar, como se muestra en la imagen siguiente:
TRANSMISORES TIPO RADAR
FUENTE: Registro fotográfico de la visita de inspección.
Los sistemas de medición tipo radar cumplieron con las especificaciones establecidas en la normativa.
Medición de gas
Por lo que corresponde al volumen de gas que se envía al CPG Poza Rica este se cuantifica en la línea de salida de la batería con un fitting porta placa de orificio con registrador de flujo, como se muestra en la imagen siguiente:
FITTING PORTA PLACA DE ORIFICIO
FUENTE: Registro fotográfico de la visita de inspección.
La placa de orificio acoplada al fitting y el registrador de flujo cumplieron con las especificaciones técnicas establecidas en la normativa.
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6. Programas de mantenimiento a los medidores del Complejo Procesador La Venta En el “Programa de verificación de medidores de flujo de los patines de la Estación de Medición La Venta 2011”, elaborado por el Activo Integral Cinco Presidentes de la Región Sur, se contempló dar mantenimiento dos veces al mes durante el 2011, a los medidores másicos tipo coriolis de las corrientes Blasillo-Rabasa, Deshidratación en frío disponible, Cinco Presidentes-Rodador, Ogarrio-Otates y Ogarrio-Bacal.
Se constató que conforme a los “Reportes de verificación de medidor de flujo másico tipo coriolis del sistema de medición La Venta”, se dio mantenimiento a los medidores másicos tipo coriolis con los que se cuantificó la producción de petróleo crudo de las corrientes Blasillo-Rabasa, Deshidratación en frío disponible, Cinco Presidentes-Rodador, Ogarrio-Otates y Ogarrio-Bacal en las fechas establecidas.
7. Cumplimiento del Artículo Segundo Transitorio de la Ley Federal de Derechos 2011 La adición de la fracción IV al artículo 257 Bis de la Ley Federal de Derechos 2011, relacionada con la inclusión de los campos marginales para la determinación de los derechos sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), dio origen a las obligaciones contenidas en el Artículo Segundo Transitorio del Decreto por el que se Reforman y Adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, Relativo al Régimen Fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 18 de noviembre de 2010. El artículo transitorio referido señala como se integraría el inventario de campos marginales para 2011. Asimismo, señala que Pemex Exploración y Producción (PEP), a más tardar el 28 de febrero de 2011, previa opinión de la Secretaría de Energía (SENER) debería entregar, a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la información que delimitara la ubicación de los campos. A su vez, la SENER solicitaría la opinión técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
PEP entregó a la Unidad de Política de Ingresos de la SHCP el 28 de febrero de 2011, la información relacionada con la ubicación de los campos marginales determinados para el ejercicio fiscal de 2011, la cual está integrada por los 82 campos señalados en el Artículo Segundo Transitorio, fracciones I y II, de la Ley Federal de Derechos publicado en el Diario Oficial de la Federación el 18 de noviembre de 2010.
Antes de entregar la información a la SHCP, PEP contó con previa opinión favorable de la SENER de la delimitación de los campos marginales y ésta a su vez con la opinión técnica de la CNH.
Por último, la Auditoría Superior de la Federación solicitó a la SHCP que confirmara la recepción de la información proporcionada por PEP. En respuesta remitió los elementos necesarios que comprueban que PEP cumplió con la entrega de información sin exceder el plazo señalado en la ley.
