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Timestamp: 2019-08-24 18:38:28
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Matched Legal Cases: ['Artículo 257', 'Artículo 257', 'Artículo 257', 'artículo 257', 'artículo 257', 'artículo 258', 'artículo 257', 'artículo 258', 'artículo 257', 'artículo 257', 'artículo 12']

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Gaceta-203-1-de-abril_HDT Biomasa.pdf
Introduccion a Produccion
Pemex-Exploración y Producción Derechos sobre Extracción de Hidrocarburos, Especial y Adicional sobre Hidrocarburos
Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 10-1-18T4L-02-0733
Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizada en la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010, considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.
Fiscalizar la gestión financiera para comprobar que los derechos se calcularon, enteraron, registraron y presentaron en la Cuenta Pública de conformidad con las disposiciones legales y normativas aplicables, así como verificar que los volúmenes de petróleo crudo y gas natural de los campos se integraron de conformidad con la normativa.
6,146,332.8 miles de pesos 6,146,332.8 miles de pesos 100.0 %
El importe revisado correspondió a los pagos por 3,509,770.8, 2,493,283.5 y 143,278.5 miles de pesos, del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos, del Derecho Especial sobre Hidrocarburos y del Derecho Adicional sobre Hidrocarburos, respectivamente, reportados como recaudación neta en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2010.
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 establecieron los artículos 257 Bis, 257 Ter y 257 Quáter para normar el pago de los derechos correspondientes a campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, como sigue:
• Artículo 257 Bis. Pemex Exploración y Producción (PEP) estará obligado al pago anual del 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. PEP estará obligado al pago anual del derecho especial sobre hidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec por la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec.
• Artículo 257 Quáter. PEP estará obligado al pago anual del derecho especial sobre hidrocarburos para campos en aguas profundas, 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 reformaron los artículos 257 Bis, 257 Ter y 257 Quáter y se adicionó 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” conceptos que no se venían manejando con anterioridad; adicionalmente, se integran en la clasificación los campos segregados del Paleocanal de Chicontepec, y se incorpora el Derecho Adicional sobre Hidrocarburos.
Asimismo, se modificó la mecánica de cálculo de los derechos, siguiente:
en la que destaca lo
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, se aplica la tasa del 15.0%.
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 Art. 257 Quáter de la LFD y la tasa aplicable será del 30.0% o del 36.0% de acuerdo a la producción acumulada.
• Derecho Adicional sobre Hidrocarburos. Inició su vigencia el 1 de enero de 2010 y 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. La tasa aplicable es del 52.0% sobre el volumen adicional.
1. Volúmenes de extracción de petróleo crudo y gas natural
De acuerdo con las bases de datos que opera Pemex Exploración y Producción (PEP), correspondientes a la extracción anual de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) del Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP) y con la base de datos del Sistema de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH), que sirvieron para calcular la base fiscal para determinar el Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH); el Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y el Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), se determinaron los resultados siguientes:
A) Extracción de Petróleo Crudo
En 2010, la producción anual de petróleo crudo de PEP totalizó 940,186.1 miles de barriles (MB). Cada región administrativa de PEP aportó el volumen que se muestra a continuación:
PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO CRUDO, 2010 (MB)
45,158.2
16,891.7
16,106.3
81,071.9
40,647.1
15,219.6
73,092.6
16,987.2
16,124.7
80,453.5
42,708.7
15,616.6
77,800.1
43,9 69.7
80,398.1
40,990.9
76,369.1
42,923.6
16,966.8
79,759.6
42,882.3
16,459.3
79,328.1
16,048.9
16,172.6
77,092.6
42,615.9
79,688.8
39,508.9
75,349.7
42,589.1
16,923.9
79,782.0
509,983.0
198,696.4
194,133.3
37,373.4
940,186.1
FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) proporcionada por PEP.
Conviene mencionar que el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (Paleocanal de Chicontepec) se ubica en la Región Norte de PEP, la cual en 2010 aportó una producción de 37,373.4 MB, el 4.0% del total.
Se revisó la base de datos del SIBH y se constató que a partir de los volúmenes por campo registrados en el SNIP, PEP distribuyó la extracción de petróleo crudo que sirvió de base para calcular cada uno de los derechos de acuerdo con el catálogo fiscal de campos para el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), DSEH, DESH, DASH y Derecho Único sobre Hidrocarburos (DUSH), como se muestra enseguida:
DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR DERECHO, 2010 (MB)
Régimen DOSH DSEH, DESH y DASH DUSH TOTAL
911,018.3
21,294.1
FUENTE: Catálogo de campos proporcionados por la Gerencia de Control de Gestió n de PEP. (1) Incluye los campos de aguas profundas (p ozos sin producción).
En los campos del Paleocanal de Chicontepec se extrae únicamente petróleo crudo pesado y ligero. Con la revisión de la base del SIBH, se verificó que la extracción de 2010 por 21,294.1 MB para los derechos aplicables a los campos del Paleocanal de Chicontepec y de aguas profundas se conformó de acuerdo con el tipo de petróleo, como sigue:
EXTRACCIÓN EN EL PALEOCANAL DE CHICONTEPEC POR TIPO DE PETRÓLEO CRUDO, 2010 (MB)
18,800.4
FUENTE: Base de datos del SIBH 2010.
De conformidad con el artículo 257 Bis de la Ley Federal de Derechos, “PEMEX Exploración y Producción estará obligado al pago anual de los derechos sobre extracción de hidrocarburos, especial sobre hidrocarburos y adicional sobre hidrocarburos, por la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos siguientes:
”I. Como una sola unidad, la totalidad de los campos en el Paleocanal de Chicontepec como se define en el artículo 258 Bis de esta Ley, con excepción de aquéllos que hayan sido expresamente segregados como campos de extracción de petróleo crudo y gas natural de por lo menos 5 minutos de latitud por 5 minutos de longitud de superficie, mediante declaración de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, previa autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público;
”II. Los campos en el Paleocanal de Chicontepec que hayan sido segregados conforme a lo establecido en la fracción anterior. En el caso de estos campos, para efectos de lo que se determina en el párrafo segundo del artículo 257 Quáter, la producción acumulada de dicho campo se considerará como la producción acumulada a partir del inicio de operaciones, y en ningún caso a partir de que hayan sido segregados, y
”III. Los campos en aguas profundas, como se define en el artículo 258 Bis de esta Ley”.
Conviene mencionar que sólo se considera la producción de los campos en el Paleocanal de Chicontepec (fracciones I y II del artículo citado), debido a que a la fecha no se tiene registrada producción de petróleo crudo y gas natural para campos ubicados en aguas profundas.
El volumen de producción de petróleo crudo del SIBH, el registrado en la base de extracción
de petróleo crudo (ZRPD1),
complementarias del DSEH, DESH y DASH coincidieron entre sí.
B) Extracción de Gas Natural Asociado
Se analizó la base de datos de extracción anual de gas asociado (ZRPD2), proporcionada por PEP, y se determinó que en 2010 PEP extrajo un volumen total de 1,658,011,418.8 miles de pies cúbicos (MPC), desagregados en las cuatro regiones administrativas, como se muestra a continuación:
PRODUCCIÓN DE GAS ASOCIADO EN 2010 (MPC)
47,110,985.6
35,577,708.3
47,394,559.4
4,842,797.9
134,926,051.1
41,778,604.3
31,535,477.1
42,963,435.0
4,529,825.5
120,807,341.9
45,030,496.5
34,310,988.0
48,186,770.0
5,130,390.8
132,658,645.3
43,430,537.1
33,431,056.1
47,6 58,370.0
4,883,321.0
129,403,284.2
45,196,683.0
35,676,880.1
50,176,889.6
5,156,924.3
136,207,377.0
44,097,148.0
34,775,832.4
49,518,104.0
4,893,472.0
133,284,556.4
50,345,317.0
36,966,545.6
51,716,942.5
5,061,500.6
144,090,305.6
56,464,628.9
35,792,265.3
52,024,532.6
5,056,216.7
149,337,643.6
51,993,122.0
36,345,153.1
49,930,827.7
5,222,876.0
143,491,978.8
53,078,372.9
37,766,640.4
51,305,263. 1
5,487,568.2
147,637,844.6
49,963,237.9
36,910,974.3
49,552,660.0
5,393,263.9
141,820,136.2
49,547,394.1
38,585,590.4
50,633,875.3
5,579,394.3
144,346,254.1
578,036,527.3
427,675,111.1
591,062,229.2
61,237,551.2
1,658,011,418.8
FUENTE: Base de datos de extracción de gas asociado (ZRPD2) proporcionada por PEP. NOTA: Algunas cifras pueden no coincidir debido al redondeo realizado a los volúmenes de gas natural al pasar las cifras de millones de pies cúbicos diarios a miles de pies cúbicos.
Con la revisión de la base de datos ZRPD2, se constató que en los campos del Paleocanal de Chicontepec no se tienen campos productores de gas no asociado, por lo que la base fiscal sólo se conformó de campos productores de gas asociado.
Al igual que el petróleo crudo, se constató
de los volúmenes por
registrados en el SNIP, PEP distribuyó la extracción de gas asociado que sirve de base para
calcular cada uno de los derechos de acuerdo con el catálogo fiscal de campos para el DOSH, DSEH, DESH, DASH y DUSH, como se muestra a continuación:
DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS ASOCIADO POR DERECHO, 2010 (MPC)
1,605,042,894.6
38,323,948.8
14,644,575.4
FUENTE: Catá logo de campos proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. (1) Incluye los campos de aguas profundas (pozos sin producción ).
A partir de la extracción total de 38,323,948.8 MPC aplicable al DSEH, DESH Y DASH, PEP elaboró el balance de gas asociado para 2010, el cual consistió en restar a la extracción total el volumen de gas CO 2 (Dióxido de carbono), de lo que se obtuvo la extracción neta; a ésta se le disminuyó el gas usado en operación (GUO) y el empaque neto, como se muestra a continuación:
DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE GAS NATURAL UTILIZADO PARA CALCULAR LA BASE FISCAL DEL DSEH, DESH Y DASH, 2010 (Miles de pies cúbicos)
122,941.2
38,201,007.6
2,841,802.6
35,352,897.0
Extracción neta
Volumen para Base Fiscal
FUENTE: Balance por tipo de gas (aso ciado y no asociado) de 2010, proporcionado por la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP.
NOTA: El volumen de CO2 se resta de la base de gas asociado, ya que estos gases se inyectan únicamente en los campos de gas asociado.
Finalmente, se constató que los volúmenes determinados como base fiscal coincidieron con volúmenes presentados en las declaraciones complementarias del DSEH, DESH y DASH.
2. Valoración del petróleo crudo, gas natural y petróleo crudo equivalente
Para verificar la determinación del precio promedio de exportación de petróleo crudo y del gas natural utilizado por Pemex Exploración y Producción (PEP), y valorar la extracción de petróleo crudo y gas natural, se revisaron las bases de datos que esa entidad opera de los volúmenes y ventas de las mezclas de exportación (Maya, Istmo y Olmeca), el cálculo del ajuste por rendimiento y por azufre de los precios de las corrientes no exportables; las bases de datos de gas natural que PEP vende a Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) y a Pemex Refinación (PR), así como el Reporte Consolidado de Ingresos, Egresos y Precios del Gas, formulado por la Subdirección de Distribución y Comercialización (SDC) de PEP.
Se calcularon los volúmenes y las ventas acumuladas del petróleo crudo exportado, como se muestra a continuación:
VOLÚMENES Y VENTAS DE EXPORTACIÓN ACUMULADAS, 2010 (Miles)
Exportación acumulada (Barriles)
Ventas acumuladas (Pesos)
Maya y Altamira
27,887,064.5
1,898,590.7
5,602,011.0
58,393.1
52,048,154.4
2,845,115.2
10,502,034.1
90,395.2
17,157.5
80,447,235.5
5,264,362.6
17,163,631.2
126,654.0
5,707. 0
23,725.6
112,983,287.8
5,548,707.1
23,966,918.5
160,989.9
141,881,648.3
8,020,241.8
30,099,222.4
188,194.2
35,978.4
163,988,440.0
8,634,267.5
35,694,209.2
223,312.9
10,019.5
42,578.1
194,019,435.8
9,656,747.6
42,144,215.5
256,954.0
10,813.8
49,841.0
223,028,829.1
10,405,696.0
49,232,963.4
285,730.8
56,862.7
248,300,969.5
14,492,869.1
56,086,473.4
318,290.4
18,939.7
63,185.2
277,789,060.1
18,225,597.7
62,484,267.8
355,331.7
22,782.4
70,809.9
311,804,142.3
22,077,595.7
70,382,251.4
390,828.9
27,329.7
77,272.9
347,243,997.5
27,000,709.2
77,546,608.8
FUENTE: Base de datos mensual de volúmenes y ventas de exportación por tipo de mezcla proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
Con los volúmenes y las ventas acumulados, se determinó 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:
PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE EXPORTACIÓN, 2010 (Pesos por barril)
Precios promedio de exportación
Algunas cifras pueden no coincidir debido al redondeo realizado a los volúmenes de petróleo crudo y a las ventas, al pasar las cifras a miles en el cuadro anterior.
El precio promedio ponderado calculado es igual que el utilizado por PEP para valorar la extracción de petróleo crudo en las declaraciones complementarias del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), el Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y el Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH).
Se revisaron las bases de datos de extracción y los papeles de trabajo del cálculo del ajuste por rendimiento y por azufre de los precios de las corrientes no exportables, emitidos por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP, con los resultados sig uientes:
DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS PROMEDIO PONDERADOS DE LAS CORRIENTES NO EXPORTABLES, 2010
Ajuste por azufre
12.8796
909. 81
76. 07
FUENTE: Papeles de trabajo del cálculo del ajuste por rendimiento y azufre de los precios de las corrientes no exportables emitidos por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP.
Los precios calculados coincidieron con los presentados
complementarias para valorar los volúmenes de las corrientes no exportables.
Se determinaron las ventas mensuales y acumuladas de gas natural que PEP realizó a PGPB, y a PR, como se muestra enseguida:
VOLÚMENES Y VENTAS DE GAS NATURAL, 2010
Volumen (MMBTU)
Ventas (Pesos) (1)
192,412,948.8
11,995,806,385.3
171,048,832.0
363,461,780.8
10,329,555,378.5
22,325,361,763.8
192,428,666.0
555,890,446.8
10,324,775,273.4
32,650,137,037.2
181,455,916.3
737,346,363.1
8,276,578,744.4
40,926,715,781.6
192,027,871.2
929,374,234.3
9,250,916,274.4
50,177,632,056.0
183,268,080.1
1,112,642,314.4
9,377,091,622.3
59,554,723,678.3
185,408,732.4
1,298,051,046.8
10,283,043,610.7
69,837,767,289.0
191,632,105.2
1,489,683,152.0
10,359,384,068.9
80,197,151,357.9
183,521,883.5
1,673,205,035.5
8,295,945,643.4
88,493,097,001.3
190,367,169.7
1,863,572,205.2
8,722,511,099.7
97,215,608,101.0
184,473,475.3
2,048,045,680.5
7,661,727,758.8
104,877,335,859.8
195,295,229.0
2,243,340,909.5
8,318,549,618.0
113,195,885,477.8
FUENTE: Base de datos mensual de volúmenes de venta de gas natural a PGPB y a PR proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. NOTA 1: Las ventas están en pesos, ya que la unidad del precio es pesos por millar de pie cúbico. MMBTU: Millones de Unidades Térmicas Británicas (British Thermal Unit).
Con base en los volúmenes y ventas mensuales, se determinó el precio promedio y con los valores acumulados se calculó el precio promedio ponderado de gas natural, como se muestra a continuación:
PRECIOS DE GAS NATURAL, 2010
Factor de Equivalencia Calorífica
(MMBTU/MPC)
($/MPC)
1.05405
FUENTE: Base de datos mensual de volúmenes de venta de gas natural a PGPB y a PR y Reporte Consolidado d e Ingresos, Egresos y Precios del Gas, proporcionado s por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
NOTA: Algunas cifras no coincid en debido al redondeo . MMBTU: Millones de Unidades Térmicas Británicas.
Se constató que los precios promedio ponderados de gas natural calculados en pesos por millar de pie cúbico ($/MPC) son ig uales que los utilizados en las declaraciones complementarias para valorar la producción de gas natural.
Hidrocarburos (DESH)
A fin de verificar la correcta determinación de la deducción máxima autorizada (Cost Cap), se analizaron las bases de datos de la producción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) del Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP), que opera Pemex Exploración y Producción (PEP), así como el balance de gas asociado para 2010 y la base de datos del Sistema de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH).
Al respecto, el artículo 257 Quáter de la Ley Federal de Derechos, correspondiente al DESH, 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”.
A) Cost Cap del 60.0% de la valoración total
El Cost Cap para el petróleo crudo y gas natural asociado se determinó al multiplicar el valor de petróleo crudo y gas asociado en miles de pesos por la cota determinada del 60.0%, como se detalla enseguida:
DETERMINACIÓN DEL COST CAP A PARTIR DE LA VALORACIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL, 2010
Valor de la extracción
Cota de crudo y gas
(60.0% del valor de
1,445,963.0
173,988.2
867, 577.8
104,392.9
971,970.7
2,781,761.8
332,043.5
1,669,057.1
199,226.1
1,868,283.2
4,340,173.9
494,980.3
2,604,104.3
296,988.2
2,901,092.5
5,904,782.7
622,677.0
3,542,869.6
373,606.2
3,916,475.8
7,515,927.9
765,243.0
4,509,556.7
459,145.8
4,968,702.5
9,074,067.3
914,472.7
5,444,440.4
548,683.6
5,993,124.0
10,742,843.7
1,085,551.3
6,445,706.2
651,330. 8
7,097,037.0
12,498,997.3
1,263,642.1
7,499,398.4
758,185.3
8,257,583.6
14,155,457.3
1,419,293.2
8,493,274.4
851,575.9
9,344,850.3
15,928,105.2
1,583,023.2
9,556,863.1
949,813.9
10,506,677.0
17,732,085. 2
1,736,829.7
10,639,251.1
1,042,097.8
11,681,348.9
19,873,959.8
1,891,733.5
11,924,375.9
1,135,040.1
13,059,416.0
FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1), gas asociado (ZRPD2) y del SIBH.
B) Cost Cap de 32.5 dólares/bpce
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 total (mensual y acumulado), como se muestra a continuación:
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL ASOCIADO Y NO ASOCIADO CONSIDERADA PARA EL CÁLCULO DEL COST CAP, 2010*
Petróleo crudo más gas asociado
MBD/MMPCD
MBPCED
2,088,266.4
1,961,588.2
4,049,854.6
2,261,266.7
6,311,121.3
2,234,915.3
8,54 6,036.6
2,354,077.2
10,900,113.8
2,306,087.1
13,206,200.9
2,420,713.5
15,626,914.4
2,558,117.2
18,185,031.6
2,521,460.3
20,706,491.9
2,533,728.6
23,240,220.5
2,521,252.0
25,761,472.5
2,603,151.6
28,364,624.1
Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1), gas asociado (ZRPD2 ) y ba lance de gas
asociado de 2010, proporcionada s por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.
No incluye la producción de los campos considerados para el D erecho Ordinario sobre Hidrocarburos y el Derecho Único sobre Hidrocarburos. Barriles.
MMPCD :
MBPCED:
Miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios.
El Cost Cap para el petróleo crudo y gas natural asociado se determinó al multiplicar el volumen de producción en miles de barriles de petróleo crudo equivalente por 32.5 dólares por barril (d/b), como se detalla a continuación:
DETERMINACIÓN DEL COST CAP A PARTIR DEL PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE, 2010
(4)=(1*2)
(5)=(4*3/1000)
67,868,658.0
870,429.1
131,620,274.5
1,695,506.1
205,111,442.3
2,620,6 26.9
8,546,036.6
277,746,189.5
3,508,489.9
354,253,698.5
4,478,050.2
429,201,529.3
5,429,184.7
507,874,718.0
6,438,429.4
18,185,031. 6
591,013,527.0
7,496,001.9
672,960,986.8
8,549,229.1
755,307,166.3
9,574,877.9
837,247,856.3
10,579,966.3
921,850,283.3
11,624,716.4
FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1), gas asociado ( ZRPD2) y b alance de gas asociado de 2010, proporcionadas por PEP.
El valor calculado del Cost Cap de 11,624,716.4 miles de pesos es igual que el presentado por PEP en las declaraciones complementarias del DESH, ya que los costos, gastos e inversiones fueron de 13,277,898.8 miles de pesos, cantidad mayor que el Cost Cap determinado.
4. Costos, gastos e inversiones deducibles para la determinación del Derecho Especial
sobre Hidrocarburos (DESH)
Para calcular la base de pago del DESH Pemex Exploración y Producción (PEP) dedujo costos, gastos e inversiones. Se revisaron de manera selectiva los conceptos deducibles relacionados con este derecho para evaluar que se cumplió la normativa.
En 2010, PEP registró por concepto de deducciones por costos, gastos e inversiones de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, para la determinación del DESH 13,277,898.8 miles de pesos. Aplicó la deducción máxima autorizada (Cost Cap), por lo que dedujo 11,624,716.4 miles de pesos, y el remanente por 1,653,182.4 miles de pesos lo podrá deducir en los 15 ejercicios inmediatos posteriores, de conformidad con la normativa.
El importe sobre el que se determinó la muestra fue de 13,277,898.8 miles de pesos, que se integraron de la forma siguiente:
DEDUCCIONES REGISTRADAS POR COSTOS, GASTOS E INVERSIONES DE LOS CAMPOS EN EL PALEOCANAL DE CHICONTEPEC Y EN AGUAS PROFUNDAS DE 2006 A 2010, PARA LA DETERMINACIÓN DEL DESH
Deducciones de Ejercicios Anteriores
Recuperación secundaria y mejorada (100.0%)
226,080.2
642,665.7
868,745.9
Desarrollo (16.7%)
529,053.5
690,346.0
1,229,835.1
2,391,975.9
2,093,776.5
6,934,987.0
Oleoductos, gasoductos, terminales, transporte y tanques de almacenamiento (5.0%)
10,960.1
44,465.3
33,084.4
113,822.3
Total de inversión al 31/12/2010
545,437.5
701,306.1
1,274,300.4
2,651,140.5
2,745,370.7
7,917,555.2
Mantenimiento no capitalizable (100.0%)
160,900.5
Cos tos y gastos (100.0%)
5,199,443.1
Total mantenimiento no capitalizable y costos y gastos al 31/12/2010
5,360,343.6
Total de inversión, mantenimiento no capitalizable y costos y gastos al 31/12/2010
8,105,714.3
13,277,898.8
FUENTE: Información proporcionada por PEP de los co nceptos registrados como deducibles del 2006 al 2010.
La muestra se eligió sobre los conceptos que tuvieron su origen en el ejercicio 2010, ya que, aunque existieron movimientos de 2006 a 2009, las amortizaciones de éstos no se consideraron por no representar desembolsos durante el ejercicio auditado.
La muestra ascendió a 272,753.3 miles de pesos, el 2.1% respecto del total de inversión, mantenimiento no capitalizable y costos y gastos al 31 de diciembre de 2010, como se muestra en el cuadro siguiente:
MUESTRA DE DEDUCCIONES REGISTRADAS POR COSTOS, GASTOS E INVERSIONES DEDUCIBLES DEL DESH , 2010 (Miles de pesos)
38,970.2
57,762 .5
101,823.0
158,144.0
170,930.3
272,753.3
FUENTE: Información proporcionada por PEP de los conceptos registrados como deducibles al 31/12/2010.
Se revisaron facturas por 1,380,367.3 miles de pesos y se verificó la aplicación de los porcentajes de deducción señalados en la normativa, de lo que resultaron los 272,753.3 miles de pesos seleccionados, como se aprecia en el cuadro siguiente:
RELACIÓN DE INVERSIÓN, MANTENIMIENTO NO CAPITALIZABLE, COSTOS Y GASTOS, 2010 (Miles de pesos)
76,520.2
944,079.3
57,762.5
188,837.5
1,209,437.0
Costos y gastos (100.0%)
Total mantenimiento no capitalizable y costos y gastos al
Total de inversión, mantenimiento no capitalizable, co stos y gastos, y deducción al 31/12/2010
1,380,367.3
FUENTE: Base detallada de inversión 2010, integración de mantenimiento no capitalizable y de costos y gastos 2010 proporcionadas por PEP y cálculo de la deducción elaborado por la ASF.
Se constató lo siguiente:
a) PEP realizó el registro contable relacionado con la inversión, los costos y gastos de forma correcta, contó con la documentación soporte correspondiente, como son: el documento de ventanilla única, el COPADE (Codificación de pagos y descuentos), y facturas.
b) PEP calculó la amortización conforme a lo señalado en la normativa, para lo que consideró el periodo en el cual se adquirió o capitalizó el bien, la depreciación mensual, el porcentaje del 100.0%, 16.7% o 5.0% dependiendo el tipo de inversión, costo o gasto que se consideró, así como el número de meses de uso del bien o servicio.
Por lo tanto, los elementos de la muestra cumplieron con las condiciones necesarias para formar parte de la base de las deducciones por concepto de inversiones, costos y gastos relacionados con el DESH del ejercicio 2010.
5. Cálculo de los derechos
Se revisaron 76 declaraciones, de las cuales 12 normales, 13 complementarias y 1 anual fueron del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH); 12 normales, 12 complementarias y 1 anual del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y 12 normales, 12 complementarias y 1 anual del Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH).
Por los derechos señalados se realizaron pagos por 5,935,749.2 miles de pesos, los cuales se integraron de la forma siguiente:
IMPORTE DE PAGOS DEL DSEH, DESH Y DASH DE 2010 (Miles de pesos)
sobre Extracción de Hidrocarburos
3,330,379.5
2,443,757.2
Derecho Adicional sobr e Hidrocarburos
161,612.5
5,935,749.2
complementar ios
declaraciones anuales del ejercicio 2010 del DSEH, DESH y DASH.
Para el cálculo del DSEH, DESH y DASH, se obtuvo el valor del petróleo crudo y gas natural extraído del campo de que se trate y a partir de ese valor se determinó lo siguiente:
CÁLCULO DE LOS DERECHOS 2010 (Miles de pesos)
Valor del petróleo crudo y gas natural
21,765,693.7
21,765,693.6
Volumen total de crudo equivalente incluyendo el gas natural utilizado para la producción de hidrocarburos (miles de barriles) (a)
(x) Tasa aplicable (%)
(=) Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos causado
3,264,854.1
(-) Total de deducciones autorizadas (Nota 1)
14,977,479.2
(=) Base gravable del Derecho Especial sobre Hidrocarburos
6,788,214.4
(=) Derecho Especial sobre Hidrocarburos causado
Valor promedio acumulado anual del petróleo crudo equivalente por barril extraído (dólares)
60.8518
Precio por barril en dólares de los Estados Unidos de América según el artículo 257 Séptimus de la LFD
Diferencia entre el valor promedio acumulado anual y precio por barril en dólares de los Estados Unidos de América (b)
Tipo de cambio en vigor al 31/12/2010 (pesos) (c)
(=) Base gravable del Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (a)*(b)*(c)
310,793.4
(=) Derecho Adicional sobre Hidrocarburos causado
(-) Pagos provisionales y complementarios
2,443,757.2 (3)
(=) Neto a cargo / (a favor)
-65,525.4
FUENTE: Declaraciones anuales del DSEH, DESH y DASH 2010 y declaraciones complementarias.
Nota 1: Incluye e l Cost Cap de 11,624,716.4 miles de pesos y 3,352,762.8 miles de peso s de la parte proporcional del D erecho p ara la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía , el D erecho para la Fiscalización Petrolera y el DSEH.
Nota 2: Algunas cifras no coinciden debido al redondeo.
Nota 3: Este importe incluye los pagos provisionales y declaraciones anuales, normales y complementarias, realizadas por PEP al 31 de marzo de 2011.
De lo anterior, se concluye lo siguiente:
1. En el caso del DSEH al valor del petróleo crudo y gas natural del campo de que se trate se le aplicó la tasa del 15.0%.
2. Para el DESH al valor del petróleo crudo y gas natural del campo de que se trate, se le restaron las partidas deducibles autorizadas para determinar la base gravable y se le aplicó la tasa del 36.0% (debido a que la producción acumulada fue mayor de 240.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente).
3. Respecto del DASH el valor promedio acumulado anual del petróleo crudo equivalente por barril extraído (28,934.3 miles de barriles) fue mayor de 60.0 dólares. El importe excedente de 60.0 dólares se multiplicó por el valor del petróleo
crudo y gas natural y por el tipo de cambio correspondiente al periodo de pago. Al resultado obtenido se le aplicó la tasa del 52.0% establecida en la LFD.
Conforme a lo expuesto, se constató que el cálculo de los derechos presentados en las declaraciones mensuales normales, complementarias y las declaraciones anuales del DSEH, el DESH y el DASH se realizó conforme a la normativa.
6. Presentación de los pagos provisionales y anuales de los derechos
Se verificó que los pagos provisionales del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y del Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH) se presentaron a más tardar el último día hábil del mes posterior a aquél al que correspondía el pago. También se comprobó que la declaración anual de los derechos señalados se presentó a más tardar el último día hábil del mes de marzo del 2011.
Las fechas de presentación de las declaraciones se ajustaron a las fechas límite señaladas en la Ley Federal de Derechos, por lo que Pemex Exploración y Producción cumplió con los plazos previstos para la presentación de los pagos provisionales y anuales del DSEH, del DESH y del DASH del ejercicio 2010. A continuación se muestra la cantidad de declaraciones pagadas:
DECLARACIONES PRESENTADAS POR PEP DEL EJERCICIO FISCAL 2010 (Miles de pesos)
2,985,862.7
344,516.8
2,126,111.9
317,645.3
143,278.5
5,255,253.1
680,496.1
7. Determinación y pago de accesorios
En la revisión de 37 declaraciones complementarias correspondientes al Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), se observó que Pemex Exploración y Producción (PEP) pagó 69,920.3 miles de pesos por concepto de actualización y recargos, de los cuales 14,753.5 miles de pesos correspondieron a actualizaciones y 55,166.8 miles de pesos a recargos, integrados de la forma siguiente:
ACTUALIZACIÓN Y RECARGOS PAGADOS POR PEP, 2010 (Miles de pesos)
Núm. d e declaraciones
11,296.3
13,805.5
12,244.3
56,114.8
14,753.5
55,166.8
69,920.3
FUENTE: Declaraciones complementa rias de pagos provisionales del ejercicio 2010.
Al respecto, 36 declaraciones complementarias fueron presentadas en marzo de 2011 y una en agosto del mismo año. De lo anterior, en 8 (3 del DSEH y 5 del DESH) se pagó actualización y recargos de acuerdo con la normativa. Las causas que originaron la presentación de las declaraciones complementarias fueron las siguientes:
En los meses de enero a abril de 2010, para los tres derechos:
Con la implantación del Sistema de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH), PEP detectó que existen algunos casos en los cuales, dentro de una misma corriente de crudos no exportables, pueden existir 2 tipos de mezcla (campos que producen crudo ligero y crudo pesado). Con la finalidad de ajustarse al criterio emitido por el Servicio de Administración Tributaria (SAT) con el oficio núm. 330-SAT-IV -2-HFC -4792/07 del 27 de marzo de 2007, personal de la Subgerencia Fiscal de PEP ajustó mensualmente la producción de estos crudos, para que en aquellas corrientes donde existen los 2 tipos de mezcla, la producción del campo se convirtiera al de la corriente y crudo de referencia definido por el SAT, y de esta manera valorar la producción acumulada de cada tipo de crudo no exportable.
Se modificó el régimen fiscal de 8 campos que originalmente habían sido clasificados como campos productivos a campos del Paleocanal de Chicontepec.
En los meses de enero y febrero de 2010 para el DESH y el DASH:
Se modificó el factor de conversión de gas asociado a petróleo crudo equivalente de 0.24 y 0.14, respectivamente, a 0.20.
En los meses de enero a abril de 2010 en el DESH:
No se tenían las cifras definitivas de costos, gastos e inversiones debido a que el sistema de deducciones comenzó a operar a partir de marzo de 2010; sin embargo, la información de 2010 no se tuvo lista sino hasta mayo de ese mismo año.
• Se modificó la tasa de causación del 30.0% al 36.0%, debido a que hasta el 12 de mayo de 2010 la Subdirección de Planeación y Evaluación envió a la Subdirección de Administración y Finanzas la información de la producción histórica acumulada en barriles de petróleo crudo equivalente (a partir del inicio de operaciones y hasta el 31 de diciembre de 2009), de los campos que para efectos fiscales deben tributar como
ubicados en el Paleocanal de Chicontepec, a fin de determinar que la producción acumulada fue mayor de 240.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, tal como lo establece la Ley Federal de Derechos vigente en 2010.
En el caso de la declaración complementaria número 1 de enero de 2010, correspondiente al DSEH, se procedió como sigue:
PEP calculó incorrectamente la actualización y recargos del importe del derecho a cargo del periodo comprendido entre la fecha en la que debió pagarse el derecho (febrero 2010) y la fecha en la que se originó el saldo a favor (septiembre 2010). Al respecto, en el artículo 12, párrafo último, del Reglamento del Código Fiscal de la Federación se establece este procedimiento sólo para recargos, por lo que la actualización debió realizarse desde la fecha en que debió pagarse (febrero 2010) hasta el momento del pago (marzo de 2011).
• PEP realizó la corrección con la presentación de la declaración complementaria núm. 2 el 19 de agosto de 2011, y pagó 1,981.4 miles de pesos (53.0 miles de pesos de actualización y 1,928.4 miles de pesos de recargos), adicionales a los 6,153.5 miles de pesos (1,306.9 miles de pesos de actualización y 4,846.6 miles de pesos de recargos) pagados en la declaración complementaria núm. 1 de enero de 2010 del DSEH, tal como se aprecia en el cuadro siguiente:
ACTUALIZACIONES Y RECARGOS PAGADOS POR PEP EN LA DECLARACIÓN COMPLEMENTARIA NÚMERO 2, ENERO 2010 (Miles de pesos)
Actualización Monto omitido
-1,928.4
FUENTE: Declaraciones complementarias número 1 y 2 del DSEH correspondientes al mes de enero de 2010, proporcionada por PEP.
Como resultado de la auditoría, mediante el oficio PEP-SAF-GCG-084-2011 del 29 de septiembre de 2011, PEP informó que presentó la declaración complementaria con lo cual corrigió dicha situación y pagó un importe de 1,981.4 miles de pesos, en cumplimiento de la normativa.
8. Registro de los derechos y presentación en la Cuenta Pública 2010
En el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2010, se reportaron 6,146,332.8 miles de pesos del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y del Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH). Los 3,509,770.8 miles de pesos correspondientes al DSEH representaron un incremento del 31.9% respecto de la recaudación obtenida en 2009. Del DESH y el DASH que entraron en vigor en 2010 se recaudaron 2,493,283.5 y 143,278.5 miles de pesos, respectivamente.
Los 6,146,332.8 miles de pesos reportados provienen de la recaudación en efectivo de 2010, como se muestra a continuación:
RECAUDACIÓN NETA DEL DSEH, DESH Y DASH, 2010 (Miles de pesos)
3,509,770.8
2,493,283.5
6,146,332.8
Más ingresos virtuales Otras formas de pago
Menos modificaciones a la recaudación Devoluciones en efectivo
reclasificaciones, estímulos fiscales o adjudicaciones
FUENTE: Estado An alítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2010.
Se revisó el registro de la recaudación bruta del DSEH, DESH y DASH en los Resúmenes de Ingresos Ley, los reportes auxiliares globales diarios, las relaciones de operaciones y los resúmenes de ingresos ley (consolidación) de enero a diciembre de 2010 de la Administración de Cuenta Tributaria y Contabilidad de Ingresos “5” (ACTCI “5”) del Servicio de Administración Tributaria (SAT).
En la cuenta núm. III-03-07-02 Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos, se registraron 3,509,770.8 miles de pesos, correspondientes a la clave de cómputo núm. 400217. Asimismo, en la cuenta núm. III-03-08-02 Derecho Especial sobre Hidrocarburos se registraron 2,493,283.5 miles de pesos, correspondientes a la clave de cómputo núm. 400218, y a su vez en la cuenta núm. III-03-09-02 Derecho Adicional sobre Hidrocarburos se registraron 143,278.5 miles de pesos, correspondientes a la clave de cómputo núm. 400227, las tres cuentas son por concepto de Pagos Provisionales.
Se constató que dichos pagos se registraron correctamente y presentaron en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2010 de conformidad con la normativa.
9. Conciliación de los derechos reportados en la Cuenta Pública con los presentados en
Se comparó el monto de recaudación bruta del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH) del Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2010 por 6,146,332.8 miles de pesos, con el pagado por Pemex Exploración y Producción (PEP) en las declaraciones de ese ejercicio fiscal por 5,705,559.6 miles de pesos, el saldo según contabilidad por 5,462,931.2 miles de pesos y con el informado en los Estados Financieros Dictaminados de los auditores independientes al 31 de diciembre de 2010 por 5,695,852.0 miles de pesos, y se conciliaron como se aprecia en el cuadro siguiente:
CONCILIACIÓN DEL DSEH, DESH Y DASH REPORTADOS EN LA CUENTA PÚBLICA 2010 Y LOS ESTADOS FINANCIEROS DICTAMINADOS
Estado Analítico de Ingresos 2010 (1) (-) Enero (Pago provisional de diciembre
351,667.1
716,661.4
1,068,328. 5
(+) Enero 2011 (Pago de diciembre)
264,704.5
627,555.3
Total de declaraciones normales de
derechos causados en 2010
3,502,620.5
2,041,326.6
5,705,559.6
(-) Complementarias ejercicios anteriores pagadas en marzo 2010 (2)
90,521.0
95,383.0
(-) Complementarias ejercicios anteriores pagadas en septiembre 2010 (2)
147,245.4
(=) Saldo según contabilidad
2,036,464.6
5,462,931.2
(+) Importe registrado en la cuenta 65160001 “Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos Ejercicios
Anteriores”(3)
232,920.8
(=) Saldo según estados financieros dictaminados al 31/12/ 2010
3,497,774.9
5,695,852.0
FUENTE: Declaraciones normales del DSEH, DESH y DASH, Estados Financieros D ictaminados al 31 de diciembre de 2010, Balanza de Comprobación al 31 de diciembre de 2010 y Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2010.
Estado Analítico de Ingresos representa flujo de efectivo únicamente de enero a diciembre de 2010.
Declaraciones de 2008 y 2009 pagadas en 2010. En el caso del DESH, los 4,862.0 miles de pesos corresponden a la declaración complementaria de mayo de 2009 del Derecho Especial sobre Hidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec, vigente en 2009.
Pago de declaraciones complementarias de 2008 y 2009 presentadas en 2010. Se conforma por pagos de 237,766.4 miles de pesos (90,521.0 + 147,245.4) menos un saldo a favor por 4,845.6 miles de pesos.
Los estados financieros dictaminados al 31 de diciembre de 2010 se presentaron el 21 de febrero de 2011; por lo tanto no incluían los montos definitivos pagados mediante declaraciones complementarias por el DSEH, DESH y DASH, las cuales se presentaron el 31 de marzo de 2011; sin embargo, se constató que las cifras presentadas en los estados financieros al 31 de diciembre de 2010 y en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2010 fueron correctas.
Además, al 21 de febrero de 2011, fecha de presentación de los estados financieros dictaminados, PEP tenía registrado en las cuentas núms. 65160000 “Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos”, 65080007, “Derecho Especial sobre Hidrocarburos” y 65080008 “Derecho Adicional sobre Hidrocarburos” 3,264,854.1; 2,036,464.6 y 161,612.5 miles de pesos, respectivamente, del pago realizado por estos derechos.
10. Instrumentos de medición y deducciones
En agosto de 2011, se realizaron visitas de inspección a los instrumentos empleados en 2010 para cuantificar los volúmenes de petróleo y gas natural, ubicados en la Central de Almacenamiento y Bombeo Tajín IV, así como a los activos que formaron parte de la muestra de inversiones, costos y gastos deducibles, referida en el Resultado Núm. 4 de este informe, ubicados en la Estación de Compresión Agua Fría I y la Macropera Agua Fría 301, pertenecientes al Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG), de la Región Norte de Pemex Exploración y Producción (PEP).
El objetivo de dichas visitas fue constatar que los equipos de medición de petróleo crudo ubicados en la Central de Almacenamiento y Bombeo Tajín IV se encontraran dentro de las especificaciones de funcionamiento establecidas en el Manual del Petróleo, Estándar de Medidas, Capítulo 5 “Medición”, Sección 2 “Medición de hidrocarburos líquidos por medidores de desplazamiento positivo” y el Capítulo 14 “Medición de Fluidos del Gas Natural”, Sección 3 “Placas de orificio”, así como en los artículos 53, párrafos segundo y tercero, y 67 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y verificar que algunos de los activos que formaron parte de la muestra de inversiones, costos y gastos deducibles, ubicados en la Estación de Compresión Agua Fría I y la Macropera Agua Fría 301, referidos en ese resultado fueron deducibles para el cálculo del Derecho Especial sobre Hidrocarburos de acuerdo a la normativa.
A) Central de Almacenamiento y Bombeo Tajín IV
En esta instalación se recibe el petróleo crudo de los campos Coapechaca y Agua Fría. En 2010, se produjo un total de 7,148.1 miles de barriles (MB) provenientes del campo Agua Fría y 8,506.9 MB del Coapechaca.
La producción del campo Coapechaca se recibe a través de 2 oleoductos, uno de 8 pulgadas proveniente de la batería de separación Coapechaca I y otro de 12 pulgadas de la batería Coapechaca II.
En cada llegada de estos oleoductos está instalado un medidor de desplazamiento positivo, como se muestra enseguida:
MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO INSTALADO EN LA LLEGADA DEL OLEODUCTO DE 8 PULGADAS PROVENIENTE DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN COAPECHACA II
FUENTE: Visita de inspección en agosto de 2011.
MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO INSTALADO EN LA LLEGADA DEL OLEODUCTO DE 12 PULGADAS PROVENIENTE DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN COAPECHACA II
La producción del campo Agua Fría se recibe a través de un oleoducto de 10 pulgadas proveniente de la batería de separación Antares. Para cuantificar la producción de este campo se tiene instalado un medidor de desplazamiento positivo en la llegada del oleoducto, el cual se muestra enseguida:
MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO INSTALADO EN LA LLEGADA DEL OLEODUCTO PROVENIENTE DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN ANTARES
El arreglo de los medidores de desplazamiento positivo se encontraba de acuerdo con el diagrama de tubería e instrumentación núm. A-605-301 “Tanque de balance Aceite-Agua”, en cumplimiento de la normativa.
B) Oleogasoducto Agua Fría 301 a BS Coyula I (Macropera Agua Fría 301)
En 2010, en la macropera Agua Fría 301 se extrajeron 84.8 miles de barriles (MB) de petróleo crudo y 34,235,590.0 millones de pies cúbicos (MMPC) de gas natural, que se transportaron a través de este oleogasoducto hacia la batería de separación Coyula I. Asimismo, los pozos que produjeron fueron Agua Fría 301, 302, 303, 305, 313, 315, 321, 322, 323, 324, 341, 342, 362 y 364.
OLEOGASO DUCTO AGUA FRÍA 301 A BS COYULA I
El arreglo del oleogasoducto correspondió a lo esquematizado en el diagrama “Arreglo de tuberías, salida de oleogasoducto de 8 pulgadas macroperas Agua Fría 301 y Agua Fría 333”, en cumplimiento de la normativa.
Además, se comprobó que operativamente el oleogasoducto permitió manejar la producción de las macroperas Agua Fría 301 y 333, e incrementó la capacidad de transporte de petróleo crudo y gas natural del AIATG, y los conceptos de inversión efectuados en 2010 en ese oleogasoducto, registrados en las facturas revisadas, como son: oleogasoducto de producción, tubería de acero al carbón para servicio no amargo y cruzamiento con perforación direccional de 12 pulgadas, fueron deducibles para el cálculo del Derecho Especial sobre Hidrocarburos, en cumplimiento de la normativa.
C) Estación de compresión Agua Fría I
En 2010, se comprimió un total de 17,769,400.0 miles de pies cúbicos (MPC) de gas natural, de los cuales 5,635,720.0 MPC se enviaron para su venta al Centro Procesador de Gas Poza Rica de Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB), y 12,133,680.0 MPC se inyectaron al anillo de bombeo neumático (BN) para mantener la presión en el campo Agua Fría I.
Para comprimir el gas se tienen instalados 12 módulos de compresión de alta presión, los cuales se muestran a continuación:
MODULOS DE COMPRESIÓN DE ALTA PRESIÓN
Se tienen instalados medidores de flujo tipo Vortex en las descargas de los módulos de compresión de alta y baja presión para cuantificar el volumen de gas natural que es enviado hacia el Centro Procesador de Gas Poza Rica y el que es inyectado al anillo de Bombeo Neumático (BN), en cumplimiento de la normativa.
El arreglo de los módulos de compresión y de los medidores tipo Vortex correspondió a lo esquematizado en los diagramas núms. A-43-000 “Diagrama de flujo de proceso, optimización de estación de compresión”, A-43-012 “Diagrama de tubería e instrumentación, motocompresores de alta presión MCA-03/04”, A-43-008 “Diagrama de tubería e instrumentación, motocompresores de alta presión MCA-05/06”, A-43-013 “Diagrama de tubería e instrumentación, motocompresores de alta presión MCA-07/08”, A- 43-014 “Diagrama de tubería e instrumentación, motocompresores de alta presión MCA- 09/10”, y A-43-015 “Diagrama de tubería e instrumentación, motocompresores de alta presión MCA-11/12”, en cumplimiento de la normativa.
Asimismo, se comprobó que operativamente los módulos de compresión de baja y alta presión de la Estación de Compresión Agua Fría I permitieron al AIATG el desarrollo y la explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural, y los conceptos de inversión efectuados en 2010 en esa estación, registrados en las facturas revisadas, como son:
sistema digital de monitoreo de gas y fuego, líneas de tubería de bombeo neumático, líneas de tubería de condensado y sistema digital de monitoreo y control, fueron deducibles para el cálculo del Derecho Especial sobre Hidrocarburos, en cumplimiento de la normativa.
Recuperaciones Operadas
En el transcurso de la revisión se recuperaron recursos por 1,981.4 miles de pesos, con motivo de la intervención de la ASF.
Se determinó(aron) 1 observación(es) la(s) cual(es) fue(ron) solventada(s) por la entidad fiscalizada antes de la integración de este informe.
Dictamen: limpio
La auditoría se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuya veracidad es responsable; fue planeada y desarrollada de acuerdo con el objetivo y alcance establecidos, y se aplicaron los procedimientos de auditoría que se estimaron necesarios. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar el presente dictamen, que se refiere sólo a las operaciones revisadas.
La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de
Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones
Procedimientos de Auditoría Aplicados
1. Calcular el precio promedio ponderado de las mezclas de exportación, de las corrientes no exportables de crudo y del gas natural, y verificar que la valoración del petróleo crudo, gas natural y petróleo crudo equivalente se realizó considerando el precio correspondiente.
2. Verificar que el monto de la deducción máxima autorizada, 60.0% del valor de petróleo crudo y gas natural extraídos y de 32.5 dólares por barril de petróleo crudo equivalente extraído, se determinó conforme a la normativa y comprobar que la deducción utilizada para el cálculo del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) fue la menor.
3. Verificar con base en una muestra representativa, por campo, que las deducciones por concepto de costos, gastos e inversiones se integraron de conformidad con la normativa.
4. Verificar el cálculo del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), DESH y del Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH).
5. Comprobar que los pagos provisionales y anuales del DSEH, DESH y DASH se realizaron en los plazos previstos.
6. Verificar que en las declaraciones normales y complementarias del ejercicio fiscal de 2010 del DSEH, DESH y DASH se determinaron los accesorios, de conformidad con la normativa.
7. Constatar que los importes registrados en los Resúmenes de Ingresos Ley por concepto de DSEH, DESH y DASH correspondieron a los reportados en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2010 y verificar que los anticipos mensuales a cuenta de los derechos se pagaron en forma oportuna.
8. Conciliar el importe reportado en la Cuenta Pública con el de los estados financieros dictaminados.
9. Constatar que los instrumentos para medir el petróleo crudo y gas natural cumplieron con las especificaciones técnicas y normativas establecidas en las normas de referencia y en los Manuales del American Petroleum Institute.
equivalente por campo se integraron de conformidad con la normativa.
La Gerencia de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas; la Subdirección de Distribución y Comercialización; la Subgerencia de Recursos Financieros Norte de la Gerencia de Administración y Finanzas Norte; el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, la Subdirección de la Región Norte y la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Norte de Pemex Exploración y Producción; la Administración de Cuenta Tributaria y Contabilidad de Ingresos "5", adscrita a la Administración General de Servicios al Contribuyente, perteneciente al Servicio de Administración Tributaria.
Es importante señalar que la documentación proporcionada por la entidad fiscalizada para aclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada con el fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observaciones preliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer esta entidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.
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