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Grupo Funcional Desarrollo Económico
P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. Comercialización de Petróleo Crudo Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 10‐2‐18T5K‐02‐0730 DE‐217 Criterios de Selección Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizada en la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010, considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización. Objetivo Fiscalizar la gestión financiera para comprobar que los ingresos por ventas se captaron de conformidad con las especificaciones de precio, volumen y calidad, que su registro y presentación en la Cuenta Pública se realizaron de acuerdo con las disposiciones legales y normativas aplicables; asimismo, verificar el cumplimiento de objetivos y metas. Alcance Universo Seleccionado: 452,936,199.5 miles de pesos Muestra Auditada: 65,787,782.0 miles de pesos Representatividad de la Muestra: 14.5 % Durante 2010, P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., realizó ventas de petróleo crudo por 452,936,199.5 miles de pesos, de las cuales se revisaron 124 operaciones en las que se comercializaron 74,350.6 miles de barriles por 5,225,196.6 miles de dólares, equivalentes a 65,787,782.0 miles de pesos, el 14.5%; de estas operaciones, 100 órdenes de venta corresponden a la operación normal de venta por 46,933,727.8 miles de pesos, y las 24 restantes, a la operación denominada "Estrategia de los VLCC´s", por 18,854,054.2 miles de pesos. Antecedentes De acuerdo con la operación de las entidades, en este informe se presentan datos de operaciones realizadas en moneda extranjera, por lo que se aclara que las conversiones a moneda nacional se efectuaron con base en el tipo de cambio publicado en el Diario Oficial de la Federación del día anterior a la fecha de la operación. Resultados 1.
Documentación justificativa y comprobatoria de las ventas de crudo
Las actividades principales de Pemex Exploración y Producción (PEP) son la exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su
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comercialización de primera mano, las cuales son realizadas en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del territorio mexicano: Norte, Sur, Marina Noreste y Marina Suroeste. Para la comercialización de petróleo crudo, PEP cuenta con P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), que es responsable de la comercialización, exportación e importación de todo tipo de productos o mercancías, ya sean materias primas, productos naturales o productos derivados de un proceso industrial; la comercialización de petróleo crudo y productos derivados de su refinación e industrialización, así como la comercialización de productos petroquímicos y otros hidrocarburos líquidos, sólidos o gaseosos, excluyendo la comercialización de dichos productos en territorio nacional en aquellas áreas reservadas para Petróleos Mexicanos (PEMEX), de acuerdo con la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos. Para la venta de petróleo crudo PMI celebró con PEP un contrato de compraventa de petróleo crudo el 1 de noviembre de 1994, en el cual se estipuló que "el vendedor (PEP) está dispuesto a vender y entregar petróleo crudo al comprador en los términos y condiciones estipulados en el contrato" y que "el comprador (PMI) desea comprar y recibir el petróleo crudo del vendedor en los términos y condiciones estipulados en el contrato". Para verificar que las operaciones de comercialización de crudo al exterior contaron con la documentación soporte se seleccionaron 100 expedientes de órdenes de venta correspondientes a cinco clientes con los que se colocaron 52,490.7 miles de barriles (MB) por 3,731,246.7 miles de dólares, equivalentes a 46,933,727.8 miles de pesos, integrados de la manera siguiente: CLIENTES QUE INTEGRARON LA MUESTRA DE EXPEDIENTES REVISADOS DE ÓRDENES DE VENTA, 2010 (Miles)
Cliente
1
CHLV
Volumen 25,299.5
Pesos 22,504,397.0
Dólares 1,791,365.0
2
CYPV
10,301.9
9,300,100.3
738,554.2
3
EXMV
6,659.3
6,027,152.3
472,883.7
4
HCSV
2,531.9
2,180,225.1
174,239.5
5
UNIV
7,698.1
6,921,853.1
554,204.3
Total
52,490.7
46,933,727.8
3,731,246.7
FUENTE: Base de datos de ventas por comercialización de petróleo crudo al exterior, del ejercicio 2010 y expedientes de órdenes de venta de crudo al exterior, proporcionados por PMI y PEP.
Con la revisión de los 100 expedientes, se comprobó que las órdenes de venta se incluyeron en los programas mensuales de carga de crudo del ejercicio 2010 firmados por PEP y PMI, donde se establecen los volúmenes disponibles de petróleo crudo para su comercialización en el mercado internacional y que se consideran en el contrato de compra‐venta de petróleo crudo de exportación, así como la ventana de carga, el tipo de crudo y el puerto de descarga, de acuerdo con la normativa aplicable.
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Con el análisis de los documentos que integran los 100 expedientes que soportan los cargamentos efectuados durante el ejercicio 2010, se determinó lo siguiente:
Se integraron los documentos de manera cronológica, de acuerdo con la normativa aplicable.
Contienen el documento "Aceptación del Buquetanque", en el cual se establece por escrito la nominación del cliente con las instrucciones de documentación, el agente naviero, el inspector a la carga y descarga, el volumen que se levantará, la ventana de carga y el producto, de conformidad con el "Procedimiento de operaciones de crudo", y el "Instructivo de Aceptación de Buquetanques".
Se incluyó la "orden de carga" que emite PMI o "Instrucción de embarque" que emite la Gerencia de Operaciones de PEP, y que amparan los aspectos operativos de carga para la venta de petróleo crudo pactados entre PEP y PMI, como son el volumen aproximado de carga de crudo, la terminal marítima de carga, la orden operativa, el comprador, su domicilio, la ventana de carga, el inspector independiente, la fecha estimada de arribo y la bandera, en cumplimiento del procedimiento e instructivos aplicables.
Incluyeron el documento "Estado de Hechos", donde se registran los hechos acontecidos durante la operación de carga, en el cual se atestigua que el crudo satisface las condiciones de calidad establecidas en el contrato y los tiempos en que se realizó, en cumplimiento de los procedimientos e instructivos aplicables.
La documentación soporte generada en el momento de realizar una entrega de petróleo crudo para exportación, que emite el agente naviero, debe incluir el conocimiento de embarque; los certificados de calidad, cantidad y origen; el estado de hechos, el acuse de recibo del capitán de la documentación, el manifiesto de carga, el aviso de listos del buquetanque y las cartas de protesta (en su caso). Se observó que los expedientes de las órdenes núms. 10‐CYPV‐01 y 10‐UNIV‐02 no contenían el certificado de cantidad y calidad, en incumplimiento de la normativa aplicable.
Al respecto, el 19 de diciembre de 2011 PMI aclaró que "el certificado de cantidad y calidad que también se conoce como resumen de calidad y cantidad para la emisión del Conocimiento de Embarque, es un documento complementario por lo que no es imprescindible para soportar el cobro / pago del cargamento de crudo. El conocimiento de embarque se requiere para soportar el cobro y pago del cargamento de crudo". Asimismo, señaló que con el propósito de que sea más claro el Instructivo con clave C_OPCR06 "Instructivo de envío de documentos de carga al cliente", se procedió a modificar la redacción de la actividad 3 de la siguiente manera: "Recibe documentación de embarque enviada por el agente naviero, como Conocimiento de Embarque y/o Certificados de Calidad, Cantidad y Origen, Estado de Hechos, Acuse de Recibo del Capitán de la documentación, Manifiesto de Carga, Aviso de Listos del buquetanque y Cartas Protesta (en su caso)".
Los expedientes contienen el correo con el reporte de inspección de carga, el cual presenta datos de la cantidad y calidad (gravedad, API, agua y sedimento, viscosidad,
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sal, azufre y presión de vapor) de los cargamentos de crudo, en cumplimiento de los procedimientos e instructivos aplicables. Se incluyó el reporte de precio de compra y de venta, en cumplimiento del instructivo aplicable. 2.
Volúmenes comercializados de petróleo crudo
Durante el ejercicio 2010, P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), suministró petróleo crudo a 24 clientes bajo cuatro tipos de contratos: Evergreen, Largo Plazo, Temporales y Ocasionales, de los cuales 19 eran clientes con los que ya mantenía relaciones comerciales y permanecieron vigentes en el ejercicio 2010, y 5 fueron clientes nuevos que adquirieron petróleo crudo mediante contratos ocasionales. En 2010, PMI comercializó 496,594.1 miles de barriles (MB), por 35,912,588.7 miles de dólares, equivalentes a 452,936,199.5 miles de pesos, como sigue:
VENTAS POR COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO, 2010 (Miles) Núm. cliente 1
Importe
Volumen (barriles) 5,898.4
Dólares 451,936.8
Pesos 5,736,762.1
2
5,198.1
367,348.6
4,610,440.4
3
9,755.1
720,962.7
9,117,916.1
4
51,309.0
3,608,275.1
45,530,140.8
5
14,274.4
1,100,794.0
13,845,159.4
6
29,931.2
2,142,456.7
26,972,372.9
7
1,135.8
81,931.3
1,040,341.1
8
985.8
62,329.1
764,316.8
9
122,917.6
9,215,585.1
116,349,619.2
10
3,129.0
231,259.2
2,874,094.0
11
4,496.4
318,681.2
3,965,078.5
12
3,727.8
313,079.9
3,881,351.2
13
18,997.0
1,323,341.2
16,654,817.3
14
869.2
58,224.8
716,429.2
15
39,685.4
2,790,831.9
35,216,698.1
16
39,685.3
2,790,826.5
35,216,629.7
17
1,907.7
136,604.0
1,754,021.4
18
4,172.2
332,963.8
4,181,019.9
19
9,165.8
671,378.7
8,455,702.8
20
32,420.0
2,340,608.0
29,618,698.1
21
499.1
39,635.7
489,948.3
22
8,739.0
626,472.5
7,932,704.4
23
9,651.9
699,925.2
8,737,053.4
24
78,042.9
5,487,136.7
69,274,884.4
Total
496,594.1
35,912,588.7
452,936,199.5
FUENTE: Base de datos denominada "II. Numeral 2 Integración ventas de petróleo crudo con información adicional.xlsx", que integra las ventas por comercialización de petróleo crudo del ejercicio 2010, proporcionada por la Subdirección Comercial de Crudo de PMI.
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Por primera vez en la historia del sistema Pemex‐PMI, en abril y septiembre de 2010 se exportaron a China siete embarques de crudo Maya y dos de Istmo, respectivamente; y en septiembre, se vendió un cargamento de crudo Maya para ser descargado en Italia. Con esta venta PMI colocó el volumen cancelado por un cliente estadounidense con contrato tipo Evergreen, ya que argumentó problemas de alto contenido de silicio que afectaba el tiempo de vida útil de los catalizadores de hidrotratamiento, lo que le permitió a PMI la incursión a otros mercados. Para verificar que PMI abasteció a sus clientes con el volumen de petróleo crudo estipulado en los contratos y acuerdos celebrados, de los 24 clientes con contratos vigentes en 2010, se revisaron 8 a los que se les vendieron 299,577.2 miles de barriles, de los cuales 2 celebraron contrato de largo plazo, 4 Evergreen, 1 Evergreen y ocasional, y 1 ocasional, como se muestra a continuación: MUESTRA DE CLIENTES CON CONTRATOS VIGENTES EN EL EJERCICIO 2010 (Miles) Núm.
Tipo de contrato
Volumen (barriles)
1
Evergreen
4,496.4
2
Evergreen y ocasional
29,931.2
3
Largo Plazo
51,309.0
4
Evergreen
122,917.6
5
Largo Plazo
39,685.3
6
Evergreen
9,165.8
7
Evergreen
32,420.0
8
Ocasional
9,651.9
Total
299,577.2
FUENTE: Base de datos denominada "II. Numeral 2 Integración ventas de petróleo crudo con información adicional.xlsx" y contratos Evergreen, de Largo Plazo y Ocasional, proporcionados por la Subdirección Comercial de Crudo de PMI.
Del análisis de los volúmenes suministrados, correspondientes a los 8 clientes, se comprobó que algunos tipos de crudo presentaron variaciones en comparación con los estipulados en los contratos; sin embargo, la variación se encontró dentro del margen del 10.0% establecido en las cláusulas 4 "Volumen" y 5 y 7 "Volumen no cargado" de los mismos contratos, que establecen que la venta de crudo está en primer lugar sujeta a la disponibilidad del vendedor (PMI), y el comprador tiene derecho de incrementar o reducir la cantidad contractual hasta en un 10.0%, como se muestra a continuación:
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 VARIACIÓN PORCENTUAL DEL VOLUMEN CONTRACTUAL Y EL VOLUMEN SUMINISTRADO A LOS OCHO CLIENTES REVISADOS, DURANTE EL 2010 (Miles de barriles) Núm. de cliente 1 2
Tipo de crudo
Volumen contractual
Volumen
Variación volumen
colocado
no colocado %
Altamira
3,090.0
2,923.6
5.4
Maya
1,575.0
1,572.8
0.1
Maya
27,310.0
26,239.8
3.9 ‐‐
Olmeca
525.0
524.9
Istmo
3,166.5
3,166.5
‐‐
3
Maya
53,985.0
51,309.0
5.0
4
Maya
61,070.0
58,895.8
3.6
Istmo
3,620.0
3,654.9
‐‐
Olmeca
61,402.1
60,366.9
1.7
Maya
36,500.0
39,160.5
‐‐
562.0
524.8
6.6
5
Olmeca 6
Maya
9,026.0
9,165.8
‐‐
7
Maya
30,355.0
29,767.9
1.9
Istmo
2,650.0
2,652.1
‐‐
8
Maya
8,870.0
8,801.6
0.8
Istmo
850.0
850.3
‐‐
FUENTE: Base de datos denominada "II. Numeral 2 Integración ventas de petróleo crudo con información adicional.xlsx" y contratos Evergreen, de largo plazo y ocasional, proporcionados por la Subdirección Comercial de Crudo de PMI.
Por otra parte, en el ejercicio 2010, Pemex Exploración y Producción (PEP) reportó un volumen de ventas para el exterior por 495,431.5 MB, por conducto de PMI, de cuatro tipos de petróleo crudo: Maya, Istmo, Olmeca y Altamira, como se muestra a continuación: VOLUMEN DE VENTAS DE CRUDO DE EXPORTACIÓN COLOCADO EN 2010, POR TIPO DE CRUDO (Miles) Tipo de Crudo Crudo Altamira Crudo Istmo Crudo Maya Crudo Olmeca Total
Volumen (barriles) 4,699.6 27,329.7 386,129.3 77,272.9 495,431.5
FUENTE: Base de datos denominada "10_Relación de Facturas y Notas de Crédito y Débito_2010.xls" proporcionada por la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP.
El volumen reportado por PEP como "Ventas de crudo de exportación", por 495,431.5 MB fue menor al volumen de 496,594.1 MB reportado por PMI como "Ventas por comercialización de petróleo crudo", debido a que éste incluyó 1,162.6 MB que
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correspondieron a dos cargamentos realizados el 27 y 30 de diciembre de 2009 por 1,201.7 MB como parte de la "Estrategia de los VLCC's", que fueron registrados como venta por PEP en el ejercicio 2009, y como ingreso por PMI en el ejercicio 2010, menos 39.1 MB por concepto de merma de dicha estrategia. Conforme a lo anterior, PEP suministró los volúmenes de petróleo crudo de acuerdo con los contratos y acuerdos celebrados con PMI y éste con sus clientes, en cumplimiento del Contrato de compraventa de petróleo crudo celebrado entre PEP y PMI, y de los contratos de compra‐venta de petróleo crudo (tipo Evergreen, de Largo Plazo y Ocasional) celebrados por PMI con sus clientes extranjeros, vigentes en 2010. 3. Volúmenes de exportación de petróleo crudo reportados en los indicadores petroleros P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), señaló que dio a conocer de manera mensual las metas de exportación y el volumen realizado ante el Grupo Interinstitucional de Comercio Exterior de Hidrocarburos (GICEH), presidido por la Secretaría de Energía e integrado por las secretarías de Relaciones Exteriores, de Hacienda y Crédito Público, de Economía, y de la Función Pública, el Banco de México, los diferentes organismos de Petróleos Mexicanos (Pemex Exploración y Producción, Pemex Refinación, Pemex Petroquímica, Pemex Gas y Petroquímica Básica), la Dirección General, la Dirección Corporativa de Operaciones y la Dirección Corporativa de Finanzas de Petróleos Mexicanos; y en forma trimestral al Consejo de Administración de la empresa y al Órgano Interno de Control (OIC) en el Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI). De acuerdo con los objetivos, la misión y la visión de PMI, así como el procedimiento y los instructivos que son parte integral del Sistema de Administración de la Calidad de PMI, éste debe maximizar el valor de las exportaciones petroleras y garantizar el suministro de productos a México, generando posiciones estratégicas de mercado, en cumplimiento de los requerimientos de exportación de Pemex Exploración y Producción (PEP). El volumen de ventas por comercialización de petróleo crudo al exterior reportado por PMI, correspondiente al ejercicio 2010, fue de 1,360.5 miles de barriles diarios (MBD) con valor de 35,912,588.7 miles de dólares, equivalentes a 452,936,199.5 miles de pesos, integrados como sigue: VENTAS POR COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO AL EXTERIOR DE PMI, 2010 (Miles) Tipo de crudo
Pesos
Dólares
Barriles (B)
Maya y Altamira 348,361,897.1
27,620,414.3
391,991.5
Barriles Diarios (BD) 1,073.9
Istmo
26,988,692.2
2,146,395.8
27,329.7
74.9
Olmeca
77,585,610.2
6,145,778.6
77,272.9
211.7
452,936,199.5
35,912,588.7
496,594.1
1,360.5
Total
FUENTE: Base de datos denominada "II. Numeral 2 Integración ventas de petróleo crudo con información adicional.xlsx".
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
De la revisión del documento "Seguimiento de Metas presupuestarias de entidades paraestatales", donde se muestra el indicador "Comercialización de petróleo crudo", con clave 526, correspondiente al cuarto trimestre de 2010, presentado el 16 de marzo de 2011 al COCODI, cuyo objetivo es "Comercializar en el exterior el 100.0 por ciento del petróleo entregado por Pemex Exploración y Producción a P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V.", se reportó una meta original de 1,108.2 MBD y una realizada por 1,360.5 MBD, esta última corresponde con la registrada por PMI. Además, se constató que en el "Anexo 5 Indicadores de Gestión de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V.", incluido en el Reporte de la segunda sesión del COCODI, celebrada el 9 de febrero del 2011, al igual que en los Indicadores Petroleros 2010, publicados por la Subgerencia de Administración de Información de la Dirección Corporativa de Finanzas de Petróleos Mexicanos, en los apartados "Volumen de las exportaciones de petróleo crudo" y "Valor de las exportaciones de petróleo crudo", se reportaron 1,361.1 MBD con un valor de 35,918.0 millones de dólares, de lo que se determinó una diferencia en el valor de las exportaciones por 6.0 millones de dólares respecto de lo informado por PMI a la Auditoría Superior de la Federación, como se muestra a continuación: COMPARATIVO DE PETRÓLEO CRUDO INFORMADO POR PMI E INDICADORES PETROLEROS, 2010 (Millones de dólares) Tipo de crudo Maya y Altamira Istmo Olmeca Total
Base de datos
Indicadores Petroleros
Diferencias
27,620.0
27,620.0
0.0
2,146.0
2,149.0
3.0
6,146.0
6,149.0
3.0
35,912.0
35,918.0
6.0
FUENTE: Base de datos denominada "II. Numeral 2 Integración ventas de petróleo crudo con información adicional.xlsx" e Indicadores Petroleros, 2010. Nota: Se presentan las cifras en millones, ya que es la unidad en que se reportan los Indicadores Petroleros.
Respecto a la diferencia de 6.0 millones de dólares, que se estima equivalen a 74,290.2 miles de pesos, el 3 de noviembre de 2011 PMI aclaró que "dichas diferencias se originan por aquellos cargamentos que precian de manera definitiva en meses posteriores al cierre del ejercicio. Es importante señalar que la Base de Datos Institucional (BDI) es la base que se utiliza para reportar las cifras de Indicadores Petroleros". La entidad proporcionó la conciliación entre la base de datos contable y la BDI. 4.
Precios de compra y venta de petróleo
P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), celebró diversos contratos para la venta de petróleo crudo en el mercado internacional con empresas extranjeras y los términos y condiciones son específicos para cada cliente, en ellos se establecen las fórmulas, autorizadas por el Consejo de Administración, para determinar el precio de venta de acuerdo con el tipo de crudo y la región geográfica donde se va a exportar. Los precios de venta se fijan conforme a los precios de los crudos marcadores que rigen en el mercado 8
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internacional en el momento de la venta, para todos los efectos las fórmulas incluyen el factor "K"1. Se revisaron los expedientes de 128 órdenes de venta correspondientes a 10 clientes, como se muestra enseguida: ÓRDENES DE VENTA DE PETRÓLEO CRUDO No.
Núm. de órdenes
1
24
2
10
3
5
4
8
5
30
6
21
7
14
8
4
9
8
10 Total
4 128
FUENTE: Expedientes comerciales ro porcionados por PMI.
Se calcularon los precios de venta provisionales y definitivos de los cargamentos de petróleo crudo correspondientes a las órdenes de venta seleccionadas, y se constató que PMI determinó el precio de acuerdo con las fórmulas establecidas y autorizadas en los contratos y convenios modificatorios vigentes y en cumplimiento del instructivo aplicable. Por otra parte, se revisaron las minutas de trabajo del Grupo de Trabajo Interinstitucional de Comercio Exterior de Hidrocarburos (GICEH) conformado por los representantes de las secretarías de Energía, Economía, Hacienda y Crédito Público, Función Pública y Relaciones Exteriores, así como del Banco de México, Petróleos Mexicanos, Pemex Refinación, Pemex Gas y Petroquímica Básica, PMI y el Órgano Interno de Control en PMI, y se constató que en los cálculos de los precios de venta se utilizó el factor "K" determinado en las reuniones del grupo, de acuerdo con la tabla siguiente:
1 El factor de ajuste designado con la letra K, también es conocido como constante y es utilizado para mantener la
competitividad del crudo mexicano, dado que los crudos marcadores utilizados en las fórmulas de precio tienen características y rendimientos diferentes a los crudos mexicanos expresado en dólares por barril (USD/B).
9
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 COMPORTAMIENTO DEL FACTOR "K" EN 2010 USD/B Mes
América Maya
Istmo
Olmeca
Enero
‐4.1
‐1.8
0.5
Febrero
‐4.8
‐1.4
Marzo
‐5.5
‐1.3
Abril
‐6.0
Mayo
‐6.0
Junio
Europa
Lejano Oriente
Maya
Istmo
Maya
Istmo
‐1.5
‐0.1
‐5.2
0.5
0.6
‐1.9
‐0.1
‐5.6
0.1
0.6
‐2.4
‐0.2
‐5.6
‐0.2
‐1.7
0.2
‐2.8
‐1.7
‐7.3
‐1.5
‐2.2
‐0.2
‐2.8
‐1.4
‐7.8
‐2.2
‐5.7
‐2.4
‐0.2
‐2.6
‐1.2
‐8.3
‐3.2
Julio
‐4.8
‐1.9
0.1
‐2.3
‐0.8
‐8.3
‐3.6
Agosto
‐4.2
‐1.6
‐0.1
‐2.0
‐0.4
‐8.3
‐3.6
Septiembre
‐4.2
‐2.7
‐0.9
‐2.3
‐1.7
‐8.1
‐3.7
Octubre
‐4.3
‐2.8
‐1.1
‐2.3
‐1.5
‐8.4
‐3.0
Noviembre
‐4.2
‐2.7
‐0.9
‐2.2
‐1.2
‐8.4
‐2.0
Diciembre
‐4.0
‐2.6
‐0.6
‐2.0
‐0.9
‐8.6
‐2.0
FUENTE: Expedientes comerciales proporcionados por PMI. NOTA: Redondeado a un decimal, en la aplicación de las fórmulas se utilizan dos decimales.
El factor "K", incluido en las fórmulas de los crudos Maya Istmo y Olmeca, se modifica mensualmente después de un análisis técnico comercial que se realiza de acuerdo con los procedimientos e instructivos de trabajo de PMI. Se constató que el ajuste al factor no superó los 1.90 USD/B entre cada mes, en cumplimiento del numeral 8 "Precios" de las Políticas Comerciales de Petróleo Crudo. VARIACIÓN MENSUAL DEL FACTOR "K" EN 2010 USD/B Mes
América Maya
Istmo
Olmeca
Enero
‐0.5
0.0
0.0
Febrero
‐0.7
0.4
Marzo
‐0.7
0.1
Abril
‐0.5
Mayo
Europa
Lejano Oriente
Maya
Istmo
Maya
Istmo
‐0.2
‐0.5
0.5
‐0.1
0.1
‐0.4
0.0
‐0.4
‐0.4
0.0
‐0.5
‐0.1
0.0
‐0.3
‐0.4
‐0.4
‐0.4
‐1.5
‐1.7
‐1.3
0.0
‐0.5
‐0.4
0.0
0.3
‐0.5
‐0.8
Junio
0.3
‐0.3
0.0
0.2
0.3
‐0.5
‐1.0
Julio
0.9
0.5
0.3
0.3
0.4
0.0
‐0.4
Agosto
0.6
0.3
‐0.2
0.4
0.4
0.0
0.1
Septiembre
0.0
‐1.1
‐0.8
‐0.3
‐1.3
0.2
‐0.1
Octubre
‐0.1
‐0.2
‐0.2
0.0
0.2
‐0.3
0.7
Noviembre
0.1
0.2
0.2
0.1
0.3
0.1
1.0
Diciembre
0.2
0.1
0.3
0.2
0.3
‐0.3
0.0
FUENTE: Expedientes comerciales proporcionados por PMI. NOTA: La variación de enero del 2010 fue con respecto al valor de la K de diciembre de 2009.
10
Grupo Funcional Desarrollo Económico
En relación con los precios de compra, el 1 de noviembre de 1994 PMI firmó con Pemex Exploración y Producción (PEP), por tiempo indefinido, un contrato de compra‐venta de petróleo crudo para su venta en el mercado internacional, mediante el cual PEP se obliga a vender a PMI los volúmenes de petróleo crudo para cumplir con las obligaciones contractuales de sus clientes. En este contrato se estipulan los mecanismos de cálculo de los precios de compra de petróleo crudo, que al igual que los precios de venta están relacionados con el tipo de crudo y la región geográfica donde se exporta. La única diferencia entre los precios de compra y de venta son los 0.03 centavos de dólar que representan el margen comercial de PMI. Se calculó el precio de compra de las 128 órdenes mencionadas y se constató que PEP determinó de forma correcta los precios definitivos en cumplimiento del anexo dos "Precios y periodos de valoración", y de la cláusula 6 "Precios" del contrato de compra‐venta de petróleo crudo celebrado entre PEP y PMI. Finalmente, se revisaron las "Notas de mercado", elaboradas por PMI, y se comprobó que, de acuerdo con el comportamiento de los crudos marcadores internacionales, los precios promedio de los crudos mexicanos de exportación en 2010 fueron de 70.47 USD/B para el crudo Maya; 78.63 USD/B para el Istmo, y 72.33 USD/B para el Olmeca. En total, el precio de la mezcla mexicana de exportación fue de 72.33 USD/B, que comparado con los 57.40 USD/B registrados en 2009 representó un incremento del 20.6%, debido principalmente a que los precios de los principales marcadores de crudo presentaron una tendencia al alza para alcanzar niveles no observados en los últimos 26 meses, según lo reportado en la nota de mercado de diciembre de 2010. A continuación se muestra el comportamiento de los precios en el 2010.
PRECIOS DE LOS CRUDOS MEXICANOS DE EXPORTACIÓN (USD/B) 90.00 85.00 80.00 75.00 70.00 65.00 60.00 Ene
Feb
Mar Istmo
Abr
May Maya
Jun
Jul Olmeca
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Mezcla Mexicana
FUENTE: Base en datos de los "Indicadores Petroleros" y "Notas de mercado", proporcionadas por PMI.
11
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
5.
Almacenamiento de petróleo crudo
En relación con el almacenamiento de petróleo crudo durante 2009 y 2010, la Región Marina Noreste (RMNE) y la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos de la Región Marina Suroeste (RMSO) informaron que cerraron terminales marítimas de exportación, debido a condiciones meteorológicas adversas, como se detalla enseguida: TERMINALES MARÍTIMAS QUE CERRARON POR CONDICIONES CLIMÁTICAS INCONVENIENTES, 2009 y 2010 Instalación
Origen
2009 Días
Hrs.
29
13
Unidad Flotante de RMNE Producción, Almacenamiento y Descarga FPSO "YÙUM K´AK´NÁAB"
42
Complejo Operativo Cayo RMNE Arcas
28
Unidad Flotante de RMNE Almacenamiento y Descarga FSO
Minutos
2010 Días
Hrs.
29
45
14
Minutos 18
13
35
52
14
37
5
7
40
22
12
11
139
3
7
54
4
58
"TA´KUNTAH"
Subtotal Terminal Marítima Bocas (TMDB)
Dos RMSO
100
8
Total 100 8 11 193 8 5 FUENTE: Relación de puertos en el Golfo de México que cerraron a la navegación marítima por condiciones meteorológicas adversas durante 2009 y 2010 de las regiones Marina Noreste y Suroeste.
De lo anterior se desprende que en 2009 la RMNE cerró sus terminales marítimas por 100 días, 8 horas y 11 minutos, y en 2010 por 139 días, 3 horas y 7 minutos; en tanto, la Terminal Marítima Dos Bocas de la RMSO en 2010 cerró durante 54 días, 4 horas y 58 minutos, debido a casos fortuitos fuera del alcance de Pemex Exploración y Producción (PEP). En la Sesión Ordinaria 95 del Consejo de Administración de PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), en la cláusula IV, del 6 de mayo de 2011, se indicó lo siguiente: "…A partir de agosto de 2009, y tras el inicio de temporada de huracanes, Pemex Exploración y Producción (PEP) tuvo la necesidad de cerrar terminales de exportación de crudo… lo anterior provocó incremento de inventarios en terminales de exportación hasta un total de 15,300.0 MB al 5 de noviembre de 2009…". Ante esta situación PEP y PMI establecieron una operación denominada "Estrategia de los VLCC´s", que se aplicaría de diciembre 2009 a agosto 2010, cuya finalidad fue evitar los cierres potenciales de producción ante las condiciones de mercado que se presentaban en ese momento. A fin de comprobar si efectivamente PEP tenía altos niveles de almacenamiento que pudieran ocasionar cierres de producción, y que la aplicación de la "Estrategia de los VLCC´s" permitiría controlar los inventarios de crudo en las terminales de exportación de 12
Grupo Funcional Desarrollo Económico
PEP ante un escenario adverso, se verificó la capacidad instalada con que contaba ese organismo para el almacenamiento de petróleo crudo de exportación para su venta, así como el nivel de almacenamiento utilizado en 2009 y 2010. Para tal efecto, se revisaron los documentos siguientes: Acta del Consejo de Administración de PMI del 29 de marzo de 2010, en donde se menciona que el organismo tiene una capacidad máxima operable de almacenamiento de 18,000.0 miles de barriles (MB) (para todos los crudos disponibles incluyendo el fondaje de los tanques). Numeral tres del Convenio CIM‐DCC‐010/09 celebrado entre PMI y PEP el 1o. de diciembre de 2009, donde se indica que "…la capacidad máxima operable de almacenamiento en tierra de PEP asciende a 18,000.0 MB…". Anexo 9.1 del Manual de procedimientos para el manejo de la producción de crudo en condiciones críticas de altos inventarios, con clave PE‐PO‐OP‐2083‐2010 de febrero 2010, proporcionado por la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP, en el cual se menciona que la capacidad útil de almacenamiento (capacidad total de almacenamiento) es de 17,599.0 MB, los cuales se distribuyeron como sigue:
CAPACIDAD ÚTIL DE ALMACENAMIENTO POR TIPO DE CRUDO E INSTALACIÓN (Miles de barriles)
Instalación
Región
Maya
Istmo
Olmeca
Total
a)
Unidad Flotante de Almacenamiento y Descarga (FSO) "TA´KUNTAH"
Noreste
2,342.0
0.0
0.0
2,342.0
b)
Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO) "YÙUM K´AK´NÁAB"
Noreste
2,200.0
0.0
0.0
2,200.0
c)
Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB)
Suroeste
3,860.0
460.0
0.0
4,320.0
d)
Terminal Marítima Pajaritos (TM Pajaritos)
Sur
187.0
177.0
1,273.0
1,637.0
Sur
4,100.0
1,500.0
1,500.0
7,100.0
1/
e) Tuzandépetl
Total 12,689.0 2,137.0 2,773.0 17,599.0 FUENTE: Procedimiento para el manejo de la producción de crudo en condiciones críticas de altos inventarios clave PE‐PO‐OP‐2083‐2010. 1/ Tuzandépetl puede almacenar cualquiera de los tres productos en su capacidad total.
a) FSO Es un artefacto naval flotante de almacenamiento y descarga de crudo Maya; recibe crudo proveniente de la plataforma Akal‐J, cuenta con 31 tanques de almacenamiento con una capacidad útil de 2,342.0 MB de crudo.
13
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
b) FPSO Es un artefacto naval flotante de producción, almacenamiento y descarga de crudo Maya en el campo Ku Maloob Zaap, diseñado para recibir y separar crudo pesado de alta viscosidad no estabilizado, comprimir gas amargo producido, elaborar crudo pesado de alta viscosidad estabilizado y exportar crudo de calidad contractual. Cuenta con 18 tanques de almacenamiento, de los que se emplean 6 para crudo extrapesado y ligero, y 12 para mezcla de exportación con una capacidad útil de 2,200.0 MB. c) TMDB Cuenta con 9 tanques con capacidad total de 4,320 MB, de los cuales para crudo maya tiene 8 tanques de almacenamiento con capacidad útil de 3,860.0 MB, 6 de ellos con capacidad de 490.0 MB y 2 con capacidad de 460.0 MB, y para crudo Istmo se cuenta con un tanque de almacenamiento con capacidad útil de 460.0 MB, los volúmenes mencionados son para tener el margen de seguridad y no incluyen el volumen de los fondajes. En los tanques se almacena el aceite crudo tipo ligero y pesado proveniente de las regiones marinas y terrestres para su acondicionamiento (reposo, decantado y drenado), distribución y exportación. d) Terminal Marítima Pajaritos Cuenta con 7 tanques con capacidad útil de almacenamiento de crudo Olmeca de 1,273.0 MB, de crudo Maya de 187.0 MB y de crudo Istmo de 177.0 MB. e) Centro de almacenamiento estratégico (CAE) Tuzandépetl De acuerdo con el anexo 9.1 del Procedimiento para el manejo de la producción de crudo en condiciones críticas de altos inventarios, clave PE‐PO‐OP‐2083‐2010, se tiene una capacidad útil (CU) de almacenaje de 7,100.0 MB; cuenta con 12 cavidades para crudo Maya con CU como máximo de 4,100.0 MB; 2 para crudo Istmo con CU de 1,500.0 MB como máximo, y 2 para crudo Olmeca con CU máxima de 1,500 MB. No es necesario el almacenamiento mínimo requerido (fondaje) debido a que cuenta con sello y no se puede drenar. De acuerdo con el manual de procedimientos de operación, procedimiento para recibo de crudo en cavidades de Tuzandépetl, con clave PE‐IE‐OP‐0029‐2009 de julio 2009 y vigente en 2010, proporcionado por la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP, "Cavidad" es un espacio creado en el subsuelo por disolución de la sal mediante inyección de agua, cuyo propósito es almacenar estratégicamente un volumen de crudo determinado. PMI no cuenta con almacenes fijos de depósito para exportar petróleo crudo, ya que los existentes son propiedad de PEP, y actualmente se exportan al mercado internacional cuatro tipos de petróleo: Maya, Istmo, Olmeca y Altamira. Al respecto, PEP informó que el perfil diario de inventarios, permite visualizar condiciones de situación crítica de altos inventarios que ponen en riesgo la operación y la producción. A fin de sustentar el beneficio de la implementación de la "Estrategia de los VLCC´s", PEP proporcionó dos tipos de información de los niveles diarios de inventarios en las terminales 14
Grupo Funcional Desarrollo Económico
FSO y FPSO (instalaciones estratégicas para la exportación de crudo maya), una con la existencia de los VLCC´s y otra sin la existencia de los mismos, durante el periodo agosto 2009 a agosto 2010, como sigue:
EXISTENCIA DE CRUDO MAYA EN EL FSO SIN VLCC´S DE AGOSTO DE 2009‐2010 (Miles de barriles)
Capacidad Operativa 2,342 MB
FUENTE: Base de datos proporcionada por PEP denominada "210RepTerm_Aud730_FSO_FPSO_Plano.xls Ene‐ DicFSOGrafico3".
EXISTENCIA DE CRUDO MAYA EN EL FSO CON VLCC´S DE AGOSTO DE 2009‐2010 (Miles de barriles) Capacidad Operativa 2,342 MB
FUENTE: Base de datos proporcionada por PEP denominada "210RepTerm_Aud730_FSO_FPSO_Plano.xls Ene‐DicFSOGrafico3".
15
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 EXISTENCIA DE CRUDO MAYA EN EL FPSO SIN VLCC´S DE AGOSTO DE 2009‐2010 (Miles de barriles)
3500
Capacidad Operativa 2,200 MB
3000 2500 2000 1500 1000 500 0
FUENTE: Base de datos proporcionada por PEP denominada "210RepTerm_Aud730_FSO_FPSO_Plano.xls Ene‐DicFPSOGrafico3".
EXISTENCIA DE CRUDO MAYA EN EL FPSO CON VLCC´S DE AGOSTO DE 2009‐2010 (Miles de barriles) Capacidad Operativa 2,200 MB
FUENTE: Base de datos proporcionada por PEP denominada "210RepTerm_Aud730_FSO_FPSO_Plano.xls Ene‐DicFPSOGrafico3".
Conforme a los datos presentados en las gráficas denominadas "Existencia de crudo Maya en el FSO sin VLCC´s de agosto 2009‐2010" y "Existencia de crudo Maya en el FPSO sin VLCC´s de agosto 2009‐2010", PEP informó que “el inventario que sobrepasa la capacidad de almacenamiento de los Artefactos sería el volumen estimado de cierre de producción atribuida a los altos inventarios". 16
Grupo Funcional Desarrollo Económico
Adicionalmente, PEP informó que "Como medida preventiva ante los pronósticos de condiciones climatológicas adversas, con duración aproximada de tres a cinco días, que afectan la carga a barcos en terminales marítimas, se tiene como objetivo manejar inventarios mínimos en los Artefactos Navales, aproximadamente 400.0 MB; esto con la finalidad de contar con la mayor autonomía de almacenamiento cada vez que se presente un evento de mal tiempo y se realiza con la programación de cargamentos de Exportación de petróleo crudo con al menos un mes de antelación, basándose en los pronósticos de inventarios a 4 meses, mediante las cuales la Gerencia de Operaciones informa a la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos, para que ésta implemente estrategias de venta de crudo al exterior que abatan el nivel de inventario esperado, al mínimo operable”. Por otra parte, PEP señaló que "Respecto al 'Procedimiento para el manejo de la producción de crudo en condiciones críticas de altos inventarios' clave PE‐PO‐OP‐2083‐2010, es importante mencionar que entró en vigor en febrero 2010. Las capacidades útiles de almacenamiento indicadas son de referencia y corresponden a la fecha de su elaboración; es decir, estas capacidades varían de acuerdo a las necesidades operativas y de mantenimiento a tanques de almacenamiento que se presentan a lo largo del año, ocasionando cambios en las capacidades totales y por tipo de crudo. "El procedimiento se utiliza exclusivamente cuando se presentan altos inventarios en las instalaciones involucradas en la distribución o exportación de crudo y como tal, el Grupo de Especialistas de Distribución de la SDC, que lo aplica, sabe que la declaración de una alerta es en función de la capacidad operativa remanente con que cuenta en ese momento y no contra la capacidad mencionada en el documento", asimismo indicó que "El principal objetivo de este procedimiento es establecer el manejo de las operaciones de distribución de crudo, que da como resultado una mejor utilización de la capacidad disponible para almacenar el crudo, cuando se presenta un riesgo de cierre de producción debido a altos inventarios, principalmente causados por cierre de puertos originado por mal tiempo". Cabe señalar que en el anexo 9 del procedimiento se indica la capacidad de almacenamiento por tipo de crudo y por instalación, sin embargo, no indica que la capacidad señalada pueda variar de acuerdo a las necesidades operativas, como lo indica PEP. Al respecto, PEP, indicó que el personal operativo que participó en la elaboración y utilización de este procedimiento, tiene pleno conocimiento de que las capacidades son de referencia y varían de acuerdo a las necesidades tanto operativas como de mantenimiento de tanques. Informó que tomando en consideración el señalamiento de Auditoría Superior de la Federación, ya se actualizó el anexo 9 del procedimiento, en el cual se incluye la nota: "estas capacidades pueden variar de acuerdo a movimiento de tanques o cavidades por necesidades operativas o de mantenimiento", y proporcionó copia del procedimiento autorizado en diciembre de 2011, por la Subdirección de Distribución y Comercialización del organismo. Asimismo, señaló que el procedimiento inicia a partir de que cualquier Coordinación de Transporte y Distribución de Aceite declare alerta amarilla al tener un tiempo de llenado de 48 horas, esto, en función de su recibo instantáneo y el bombeo de salida y no del 17
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
porcentaje de utilización de la capacidad de almacenamiento, si se fija un porcentaje límite de la capacidad útil, el procedimiento indicaría que hay contingencia de alerta amarilla o roja, cuando en realidad la situación está controlada; y esto volvería impráctico el procedimiento. 6. Ventas realizadas por PEP a PMI y de éste a los clientes, en la ejecución de la Estrategia Very Large Crude Carrier (VLCC) Pemex Exploración y Producción (PEP) informó que, a partir de agosto de 2009 y tras el inicio de la temporada de huracanes, tuvo que cerrar terminales de exportación de crudo tales como las terminales Marítimas Pajaritos y Dos Bocas, la Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO) "YÙUM K´AK´NÁAB", la Unidad Flotante de Almacenamiento y Descarga (FSO) "TA´KUNTAH", y las monoboyas de Cayo Arcas, en forma temporal y reiterada. Por otro lado, señaló que el Sistema Nacional de Refinación (SNR) inició un proceso de cambio de su dieta de crudos, y sustituyó parte del petróleo crudo pesado Maya que procesa por petróleo crudo Istmo, con lo cual se redujo su compra y proceso de crudo. Dicha situación provocó el incremento de inventarios en terminales de exportación y la expectativa de cierre de producción, por lo que el 5 de noviembre de 2009 solicitó a P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), tomar las acciones necesarias para reducir el volumen de crudo en inventarios. En octubre de 2009, un cliente de PMI, con quien mantiene una relación comercial desde diciembre de 2005, expuso que tenía una problemática para cargar el volumen de crudo Altamira contractualmente comprometido, por lo que convinieron que el cliente proporcionaría embarcaciones Very Large Crude Carrier (VLCC) con el fin de cargar, mezclar y almacenar crudos mexicanos Maya y Altamira, para su entrega posterior a otros clientes en la costa estadounidense del Golfo de México de diciembre de 2009 a abril de 2010, para lo cual PMI celebró con el cliente extranjero la enmienda del contrato de venta de petróleo crudo con núm. CIM‐DCC‐008/09 del 1 de diciembre de 2009. A esta operación se le denominó "Estrategia de los VLCC´s", en la cual PEP y PMI tenían como finalidad evitar los potenciales cierres de producción ante las condiciones de mercado que se presentaban en ese momento. Por lo anterior, el 1 de diciembre de 2009 PEP y PMI suscribieron el convenio CIM‐DCC‐ 010/09, donde se asentaron las bases de la estrategia considerada como la menos onerosa. Los acuerdos establecidos para la estrategia, se informaron en la nonagésima sesión ordinaria del Consejo de Administración de PMI del 29 de marzo de 2010. La cláusula primera del convenio del 1 de diciembre de 2009, celebrado entre PEP y PMI, establece que el volumen preacordado de petróleo crudo Maya y Altamira que sería almacenado, se fijó en un máximo de 13 cargas que abarcan el periodo de diciembre de 2009 a febrero de 2010, y quedó sujeto a modificaciones, como se muestra a continuación:
18
Grupo Funcional Desarrollo Económico CALENDARIO DE LEVANTAMIENTOS (Miles de barriles) Carga
Fecha de carga
1
Dic‐09
Altamira
Madero
1
2
Dic‐09
Maya
1,000
Cayo Arcas
1
3
Ene‐10
Maya
800
Cayo Arcas
1
4
Feb‐10
Altamira
200
Madero
1
5
Feb‐10
Maya
800
Cayo Arcas
1
6
Ene‐09
Altamira
180
Madero
2
7
Ene‐09
Maya
Cayo Arcas
2
8
Ene‐10
Altamira
180
Madero
2
9
Feb‐10
Maya
820
Cayo Arcas
2
10
Ene‐10
Altamira
180
Madero
3
11
Ene‐10
Maya
Cayo Arcas
3
12
Ene‐10
Altamira
Madero
4
13
Ene‐10
Maya
Cayo Arcas
4
Totales
Tipo de Crudo
Volumen 200
1,820
1,820 180 1,820
Maya
8,880
Altamira
1,120
Terminal de carga
VLCC
FUENTE: Convenio CIM‐DCC‐010/09 celebrado entre PMI y PEP el 1º de diciembre de 2009.
En el artículo 2.1 de la enmienda CIM‐DCC‐008/09, formalizada entre PMI y el cliente, se establecieron las ventanas (fechas) para el arribo de las embarcaciones, pero también que se podían revisar y acordar otras ventanas. PMI informó que de acuerdo con lo establecido en la enmienda y con base en la disponibilidad de embarcaciones en el mercado, así como en las necesidades operativas de PMI, se contrataron las embarcaciones de gran calado en los términos que se indican en la tabla siguiente:
19
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 LEVANTAMIENTOS REALIZADOS PARA LA OPERACIÓN DE LOS VLCC´s, 2009‐2010 (Miles de barriles) Carga Ventana Tipo de crudo Volumen Punto de venta 1,001.4
VLCC
1
Dic‐09
Maya
FPSO YKN
Shinyo Navigator
2
Dic‐09
Altamira
200.3
Madero
Shinyo Navigator
3
Ene‐10
Altamira
236.4
Madero
Maritime Jewel
4
Ene‐10
Maya
773.7
FSO
Shinyo Navigator
5
Ene‐10
Altamira
193.0
Madero
Shinyo Navigator
6
Ene‐10
Maya
FSO
Maritime Jewel
7
Feb‐10
Altamira
86.5
Madero
Maritime Jewel
8
Feb‐10
Altamira
90.0
Madero
Maritime Jewel
1,728.2
9
Feb‐10
Maya
800.0
FSO
Shinyo Navigator
10
Feb‐10
Maya
978.9
FSO
Shinyo Navigator
11
Feb‐10
Maya
432.0
FSO
Maritime Jewel
12
Feb‐10
Maya
408.8
FSO
Maritime Jewel
13
Feb‐10
Altamira
90.0
Madero
Shinyo Navigator
14
Feb‐10
Altamira
82.7
Madero
Shinyo Navigator
15
Mar‐10
Maya
1,000.3
FPSO
Maritime Jewel
16
Mar‐10
Maya
385.0
FPSO YKN
Shinyo Navigator
FPSO YKN
Shinyo Navigator
FSO
Maritime Jewel
Madero
Maers Noble
17
Mar‐10
Maya
385.5
18
Abr‐10
Maya
1,986.2
19
Abr‐10
Altamira
20
Abr‐10
Maya
1,000.0
FPSO YKN
Shinyo Navigator
21
Abr‐10
Maya
34.9
FPSO YKN
Shinyo Navigator
22
Abr‐10
Maya
1,000.4
FSO
Maritime Jewel
197.4
23
Abr‐10
Maya
1,000.0
FSO
Maers Noble
24
Abr‐10
Maya
799.9
FSO
Maers Noble
25
Abr‐10
Maya
1,001.0
FSO
Shinyo Navigator
26
Abr‐10
Maya
974.7
FSO
Shinyo Navigator
27
May‐10
Altamira
198.3
Madero
Maers Noble
28
Jun‐10
Maya
29
Jun‐10
Altamira
30
Jul‐10
Maya
1,000.0 200.0 1,639.5
FSO
Maers Noble
Madero
Maers Noble
FPSO YKN
Maers Noble
31
Jul‐10
Altamira
183.3
Madero
Maers Noble
32
Ago‐10
Maya
609.4
Dos Bocas
Maers Noble
33
Ago‐10
Maya
1,201.3
FPSO YKN
Maers Noble
Maya
20,141.1
1,757.9
Total
Altamira
FUENTE: "Relación de compras de crudo almacenado" de PMI; "Relación de órdenes VLCC´s"; base de datos "10_Relación de Facturas y Notas de Crédito y Débito_2010.xls", proporcionadas por PEP, así como expedientes comerciales.
De conformidad con los términos contractuales acordados por PMI con el cliente y éste con los armadores, a finales de abril y principios de mayo de 2010 el cliente devolvería a los armadores las dos primeras embarcaciones (Shinyo Navigator y Maritime Jewel); sin embargo, PMI señaló que para mayo y junio de 2010, el nivel proyectado de almacén 20
Grupo Funcional Desarrollo Económico
promedio rebasaba los 8,000 Miles de Barriles (MB) (mayo promedia 9,460 MB y junio 12,683 MB), por lo que ambas entidades decidieron la extensión de la vigencia para la utilización del VLCC Maers Noble, con la finalidad de contar con la flexibilidad operativa necesaria durante julio y los primeros días de agosto. Se verificaron las operaciones de compra de PMI a PEP registradas en las bases de datos de ventas que operan ambas entidades, mediante la revisión de facturas y los expedientes comerciales de la operación denominada "Estrategia de los VLCC´s", en los cuales se consignó el surtimiento de 33 cargas por 21,899.0 MB de petróleo crudo amparado en 31 órdenes de compra de PMI a PEP por 1,496,383.3 miles de dólares, equivalentes a 18,892,957.0 miles de pesos, identificadas con las siglas "PMI" y un número consecutivo de cada orden de crudo. De las 31 órdenes de compra revisadas, en 18, se observó que además de la factura que soportaba la venta realizada de PEP a PMI, se emitieron facturas adicionales a la original por concepto de "cambio volumen" o "ajuste en volumen", así como notas de crédito y débito por "ajuste en precio" relacionadas con la misma orden que se cancelaban entre sí. Dichas facturas se emitieron de manera complementaria a la factura original que amparaba la entrega del crudo vendido y no señalaban la "referencia" de esa factura para de esa manera tener el control consecutivo sobre una única factura, en incumplimiento de la normativa. De lo anterior, la entidad señaló que "los ajustes en precio y volumen realizados en cada una de las 18 órdenes solicitadas, fueron motivados por las siguientes causas: a) órdenes comercializadas dentro de la venta de cartera, b) a solicitud de las áreas contables y financieras para ajustar la tabla de amortización, c) para reflejar el precio definitivo del cliente final, d) debido a la comercialización de parcelas a precios y clientes diferentes, y e) como consecuencia de las operaciones de cobertura y de las operaciones back to back que se establecieron en la estrategia de ejecución de los VLCC". Al respecto, el 20 de diciembre de 2011 PEP informó que "con objeto de atender la observación…, se adjunta el oficio núm. PEP‐SDC‐GECH‐579‐2011, mediante el cual la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos solicita a la Gerencia Centro de Competencias de PEP, de manera URGENTE que en las facturas que se emitan en lo subsecuente como resultado de ajustes en volumen, precio y calidad a favor del organismo y a través de la bóveda electrónica de PEP, sea incorporado en la Referencia, el número de factura SAP que dio origen a la operación comercial". Por otra parte, se calcularon los precios de las órdenes de compra realizadas a PEP por parte de PMI en la "Estrategia de los VLCC´s" y se comprobó que se calcularon de conformidad con la clausula 6 "Precios" y el anexo núm. 2 "Precios y periodos de valoración" del contrato de compra venta de petróleo crudo celebrado entre PEP y PMI, así como con el mecanismo de precios establecidos para cada orden generada. De las 31 órdenes de compra de PMI a PEP por 1,496,383.3 miles de dólares, se generaron 24 órdenes de venta de petróleo crudo expedidas por PMI a los clientes extranjeros por 21,859.9 MB con valor de 1,493,949.8 miles de dólares, equivalentes a 18,854,054.2 miles de pesos, que se respaldan en 24 facturas de venta de petróleo crudo tipo maya, de las
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
cuales se derivaron dos notas de débito y seis de crédito por "ajuste en precio", en cumplimiento de la normativa aplicable. Además, se constató que los volúmenes facturados en 23 operaciones correspondieron a los certificados mediante los documentos "Loop Vessel Discharge Summary Report" y/o "Tanker bill of lading" emitidos por el inspector independiente y el agente naviero contratados por PMI y el cliente extranjero, de conformidad con el procedimiento e instructivos aplicables. 7.
Resultado de la Estrategia Very Large Crude Carrier (VLCC)
El inicio de la estrategia del empleo de los VLCC´s para el almacenamiento de petróleo crudo, cuya finalidad fue la de evitar los cierres potenciales de producción ante las condiciones de mercado presentadas en ese momento, se formalizó el 1 de diciembre de 2009 y la última operación se realizó en agosto de 2010. La estrategia se concluyó de manera definitiva en diciembre de 2010 y abril de 2011 con la emisión de los oficios denominados "Liquidación de saldos respecto a la estrategia de almacenamiento de crudo mexicano en VLCC´s" y "Cierre final de la estrategia de almacenamiento de crudo mexicano en VLCC´s", respectivamente, con los cuales P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), dio a conocer a la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de Pemex Exploración y Producción (PEP) todos y cada unos de los ingresos y egresos incurridos y determinó que su aplicación resultó en un beneficio de PMI a PEP de 19,406.0 miles de dólares, equivalentes a 240,279.3 miles de pesos, como sigue: RESULTADO DE LA ESTRATEGIA DE LOS VLCC´s REPORTADO A ABRIL DE 2011 (Miles de dólares) Concepto A Margen Comercial (Operaciones con Cobertura) B Margen Comercial PMI (Operaciones con Cobertura 0.03 us$/b) C Margen Comercial (Operaciones back to back) D Merma E Ajuste en Precio Orden 10‐PMIC‐13
PEP
PMI
Frontera Pemex
Ingreso/(Egreso)
Ingreso/(Egreso)
Utilidad/(Pérdida)
17,213.9
(17,213.9)
(183.9)
183.9
0.0
1
2,915.6
2,697.8
(2,697.8)
(14,562.6)
14,562.6 1
F Fletes cobrados
0.0
6,307.8
G Gasto Operativo
0.0
(26,898.4)
H Gasto Financiero
0.0
(294.5)
I Gasto (Seguros)
0.0
(81.2)
J Futuros
0.0
37,456.7
1 1 1 1
K Swap
(6,923.3)
L PEP cubre el costo de la merma a PMI
(2,615.0)
6,923.3 2,615.0
m Transferencia del resultado de PMI a PEP
23,779.1
(23,779.1)
____________
Resultado Final
19,406.0
0.0
19,406.0
FUENTE: Oficios denominados "Liquidación de saldos respecto a la estrategia de almacenamiento de crudo mexicano en VLCC´s, "Cierre final de la estrategia de almacenamiento de crudo mexicano en VLCC´s", y Convenio CIM‐DCC‐ 010/09 celebrado entre PMI y PEP el 1º de diciembre de 2009, proporcionados por PEP y PMI. 1.‐ Estas operaciones no se encuentran en la columna correspondiente a PEP porque se saldaron al final de la estrategia, las demás se afectaron en el transcurso de la misma.
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Cabe señalar que en la "Estrategia de los VLCC´s" se manejaron dos tipos de operaciones entre PEP y PMI con el propósito de llevar un mejor control contable de la estrategia, que fueron las "operaciones con cobertura" que corresponden al crudo comercializado que tuvo un precio de venta menor del precio de compra, por lo que el resultado fue negativo y no incluyó el margen comercial de 0.03 USD/B que PMI cobra a PEP por la comercialización del crudo; y las "operaciones back to back", que se refieren al crudo comercializado que no contaba con una cobertura en el precio, ya que PMI realizó la comercialización del crudo a un precio mayor que el de compra y el cual incluía los 0.03 USD/B del margen comercial que cobra PMI a PEP. Los conceptos que integran el resultado de la estrategia son los siguientes: a)
Margen Comercial (Operaciones con Cobertura) por 17,213.9 miles de dólares de egresos, integrados por la pérdida correspondiente a las operaciones con cobertura por 17,204.5 miles de dólares (en las que el precio de venta es menor al de compra), más la diferencia de 9.4 miles de dólares por redondeo entre el cálculo de precios promedio de las compras y las mezclas de crudo.
b) El Margen Comercial PMI (Operaciones con Cobertura 0.03 USD/B) fue de 183.9 miles de dólares, que se determinó con base en la fórmula siguiente: Margen comercial de PMI en US$ = Volumen de las operaciones con cobertura*(0.03 USD/B). Al volumen de las operaciones con cobertura por 6,966.7 MB, se le descontó el volumen de crudo Altamira de 827.1 MB (crudo sin seguro de cobertura en precio) y el volumen proporcional de la merma de 9.3 MB, de lo que resulta el volumen de las operaciones con cobertura por 6,130.3 MB, el cual se multiplica por los tres centavos de dólar que cobra PMI por barril vendido, por un total de 183.9 miles de dólares. c) El Margen Comercial (operaciones back to back) se obtuvo de la venta de la mezcla de crudo Altamira con crudo Maya a precio de crudo Maya, en las que el crudo comercializado tuvo un precio de venta mayor al de compra y totalizó 14,893.1 MB, que incluyeron los tres centavos de dólar por barril que PMI cobra a PEP por la comercialización del crudo. Estas operaciones no contaban con una cobertura en volumen de crudo. De la operación se obtuvo un ingreso de 2,915.6 miles de dólares. d) La merma fue de 39.1 MB, determinada con base en los volúmenes registrados de compra de PMI a PEP de 21,899.0 MB y los vendidos por PMI a sus clientes de 21,859.9 MB, multiplicados por el precio promedio de las compras de 68.91 USD/B, que resultó en un egreso por 2,697.8 miles de dólares. e) El Ajuste en Precio Orden 10‐PMIC‐13, por 14,562.6 miles de dólares, correspondió al efectivo obtenido por PMI de parte de PEP, a fin de tener liquidez para pagarle al cliente extranjero los gastos incurridos en junio de 2010 derivados de la operación de los VLCC´s. Esta operación se realizó con base en la facultad otorgada en la cláusula primera, párrafo último, del convenio CIM.DCC.010/09 del 1 de diciembre de 2009. f) Fletes cobrados por 6,307.8 miles de dólares, importe cobrado por PMI a sus clientes por la llegada y carga de petróleo crudo de las embarcaciones al puerto de Galveston o a las
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
instalaciones de Louisiana Offshorem Oil Port (LOOP), de acuerdo con la cláusula 3 Operación de los Buques proporcionados por el cliente extranjero, del convenio núm. CIM‐ DCC‐008/09 celebrado el 1 de diciembre de 2009. g) Gasto Operativo por 26,873.2 miles de dólares, se refiere a los costos y gastos directamente relacionados con el fletamento y la operación de los 3 buques, de acuerdo con la cláusula 4 del convenio núm. CIM‐DCC‐008/09 y del convenio CIM.DCC.010/09 celebrados el 1 de diciembre de 2009. Conviene señalar que en abril de 2011, PMI señaló que identificó gastos que no había incluido en diciembre de 2010 por 25.2 miles de dólares, por lo que el importe total del gasto operativo fue de 26,898.4 miles de dólares. h) El Gasto Financiero de 294.5 miles de dólares correspondió a las comisiones de los contratos de futuros por 90.4 miles de dólares más los intereses por 204.1 miles de dólares. i) Gasto (Seguros) por 81.2 miles de dólares correspondió a las primas de seguros, de conformidad con el inciso c de la cláusula primera de la Adenda al contrato para la celebración de operaciones de cobertura del 1 de diciembre de 2009, núm. CIM‐DF‐013/10 – TRD‐DF‐031/10, donde se estipula que "las partes reconocen que con motivo de las Operaciones de Cobertura celebradas entre el 1° de diciembre de 2009 y el 31 de agosto de 2010, P.M.I. Trading Limited (PMI TRD) generó el derecho al reembolso de los costos señalados", en cumplimiento del inciso b de la cláusula 4 "Facturación y pago de la contraprestación, resultado y gastos asociados" del contrato CIM‐DF‐018/09 y TRD‐DF‐ 033/09 del 1 de diciembre de 2009. j) Por concepto de Futuros se obtuvieron 37,456.7 miles de dólares, debido a que a partir de que se estableció la "Estrategia de los VLCC’s", PMI adquirió futuros debido al riesgo del mercado para protección de PEP; es decir, PMI tenía el riesgo de comprar el crudo a un precio mayor del que posteriormente se vendería, por lo que para reducirlo pactó coberturas en el mercado de futuros mediante un contrato suscrito con P.M.I. Trading Limited, núm. CIM‐DF‐018/09 ‐ TRD‐DF‐033/09 del 1 de diciembre de 2009. k) Del Swap se obtuvo un ingreso por 6,923.3 miles de dólares, que de acuerdo con lo acordado en el contrato entre PMI y PEP, era conveniente reducir el riesgo del mercado mediante coberturas en el mercado de futuros del crudo ligero del NYMEX, dado que en ese entonces la estructura del mercado internacional de crudos se encontraba en contango (precios futuros superiores a los precios actuales). Estas coberturas permitirían mitigar el riesgo que PMI adquiría al comprar crudo a PEP y venderlo en meses posteriores a clientes internacionales. PEP y PMI acordaron que este último fijaría el diferencial de precios entre la fecha de preciación de la compra a PEP y la fecha de preciación de la venta a los clientes finales mediante la cobertura del volumen de crudo Maya, utilizando los instrumentos financieros derivados que PMI estimara convenientes.
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l) Los 2,615.0 miles dólares por concepto de "PEP cubre el costo de la merma PMI", correspondieron a la merma calculada por PEP, usando el método de valuación de inventarios a costo promedio. m) Los 23,779.1 miles de dólares de "Transferencia del resultado de PMI a PEP" correspondió a la suma de los ingresos y egresos que integran el resultado final de la "Estrategia de los VLCC´s". La utilidad de 19,406.0 miles de dólares generada como resultado de la estrategia del empleo de VLCC´s para el almacenamiento de petróleo crudo a fin de evitar los cierres de producción ante las condiciones de mercado que se presentaban en ese momento, se debió principalmente a que se obtuvieron 37,456.7 miles de dólares de la cobertura con futuros del desfase de valoración entre compra y venta, así como 6,923.3 miles de dólares por el swap contratado con PEP para transferirle el riesgo de base CL NYMEX – Maya. Además, la operación de almacenar el crudo para su posterior colocación en el mercado y aprovechar el "contango" que permitiría mitigar el riesgo que PMI adquiría al comprar crudo a PEP y venderlo en meses posteriores a clientes internacionales, no fue aplicable en la mayoría de los casos, dado que se observó un egreso de 17,213.9 miles de dólares por ese tipo de operaciones. 8.
Instrumentos de medición
En julio de 2011 se realizaron visitas de inspección a los instrumentos de medición empleados en el ejercicio 2010 para cuantificar los volúmenes de petróleo de exportación, ubicados en la Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (Floating Production, Storage and Offloading) ‐FPSO‐, "YÙUM K´AK´NÁAB; en la Unidad Flotante de Almacenamiento y Descarga (Floating, Storage and Offloading) –FSO‐, "TA´KUNTAH" y en el Complejo Operativo Cayo Arcas de la Región Marina Noreste de Pemex Exploración y Producción (PEP). Las visitas de inspección tuvieron como objeto constatar que los equipos de medición se encontraran dentro de las especificaciones de funcionamiento establecidas en el Manual del Petróleo, Estándar de Medidas, Capítulo 5 "Medición", Sección 2 "Medición de hidrocarburos líquidos por medidores de desplazamiento positivo" y Sección 8 "Medición de hidrocarburos líquidos con medidores ultrasónicos usando tecnología de tiempo transitorio", numerales 6, 7, 8, 10 y 12; y el apéndice A; así como de acuerdo con las Normas de Referencia NRF‐083‐PEMEX‐2004 "Sistemas electrónicos de medición de flujo para Hidrocarburos en Fase Gaseosa", sección 8.3 "Especificaciones del sistema electrónico de medición" y la NRF‐111‐PEMEX‐2006 "Equipos de Medición y Servicios de Metrología"; y en los artículos 53, párrafos segundo y tercero, y 67 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. A) FPSO En el FPSO se recibe petróleo crudo ligero proveniente de la Región Marina Suroeste (RMSO) y se mezcla con el crudo pesado que se extrae de los campos del Activo Ku Maloob Zaap para obtener crudo de exportación tipo Maya de 21 grados API.
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Para cuantificar el volumen de petróleo exportado está instalado un sistema de medición fiscal denominado 8900, formado por cinco medidores ultrasónicos, en cumplimiento de la normativa. PAQUETE DE MEDICIÓN 8900
FUENTE: Imagen tomada durante la visita de inspección.
La medición del petróleo crudo en el FPSO se realiza empleando medidores ultrasónicos instalados en la línea de exportación, de acuerdo con el contrato de compra‐venta de petróleo crudo celebrado entre PEP y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI). Además, tiene instalado un probador bidireccional que contiene un volumen certificado (patrón) con el que se hacen las calibraciones de cada uno de los cinco medidores ultrasónicos. Cada vez que se va a exportar petróleo se calibran los medidores con el probador bidireccional, se verificó que esta actividad se realizó de acuerdo con el procedimiento aplicable. Se revisaron los dictámenes de calibración de los cinco medidores ultrasónicos y se constató que la empresa Fujisan Survey, S.A. de C.V., los realizó en enero de 2010. Dicho laboratorio está acreditado en el área de flujo por la Entidad Mexicana de Acreditación, A.C. (EMA), en cumplimiento de la normativa. Finalmente, se revisó el "Programa de mantenimiento del patín de medición" y se constató que se dio mantenimiento a los elementos de flujo (medidores ultrasónicos) y sus instrumentos (transmisores de presión, transmisor y computador de flujo). Conforme a lo expuesto, el arreglo y operación de los instrumentos de medición del patín núm. 8900 fue congruente con las especificaciones establecidas en la normativa. Por otra parte, se solicitó a PEP informar cómo realiza la evaluación de la rentabilidad del FPSO, y en respuesta señaló lo siguiente: "En Pemex Exploración y Producción, los análisis (que para nuestro caso son del tipo costo beneficio donde se incluyen indicadores de rentabilidad), que se llevan a cabo en los Activos Integrales son por proyecto de inversión, tal como quedan registrados en la cartera de
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proyectos, para el caso de la Región Marina Noreste se cuenta con tres de estos proyectos: Cantarell, Ku‐Maloob‐Zaap y Ek‐Balam, de acuerdo con la normativa aplicable en la materia… estos se documentan a nivel de proyecto de inversión, actualizándose cuando es necesario e incluyen la inversión de toda actividad física de pozos, estudios, obras y mantenimiento y gasto de operación, el periodo de análisis es anual, toda esta actividad física va asociada a un programa de producción de aceite y gas. Si el proyecto como tal origina algún cambio de monto y/o alcance se actualiza el documento costo‐beneficio y se remite a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público para su autorización, para el caso especifico del Activo Integral Ku‐Maloob‐Zaap, este se encuentra debidamente documentado de acuerdo al marco normativo…". "Para el caso del FPSO, no se trata en sí mismo de un proyecto de inversión, si no de un contrato de adquisición y servicios agregados denominado 'Contrato de Adquisición de un FPSO y prestación de servicios para su operación y mantenimiento' que forma parte del proyecto de inversión Ku Maloob Zaap". B) FSO La unidad flotante de almacenamiento y descarga FSO a diferencia del FPSO no realiza el mezclado de corrientes de crudo, ya que sólo almacena el petróleo tipo Maya, proveniente de los campos del Activo Cantarell, para exportarlo posteriormente. El FSO tiene dos posiciones para cargar el petróleo crudo de exportación, una al costado y otra denominada "Tándem" (posición de frente al FSO). Se constató que el FSO tiene instalados dos paquetes de medición para cuantificar el volumen de petróleo crudo para exportación denominados 100 y 200, los cuales están conformados por ocho medidores de desplazamiento positivo cada uno. El paquete de medición 100 se emplea cuando se va a exportar el petróleo por la posición de costado y el paquete 200 cuando se exporta por la posición Tándem. MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
FUENTE: Imagen tomada durante la visita de inspección.
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
El equipo de medición está integrado a un Sistema Electrónico de Medición (SEM), formado por el medidor de desplazamiento positivo (elemento primario), los transmisores de temperatura, presión diferencial y manométrica (elemento secundario), así como un totalizador de flujo como elemento terciario de medición, en cumplimiento de la normativa aplicable. Se revisaron los dictámenes de calibración de los medidores de desplazamiento positivo y se constató que fueron calibrados en enero de 2008 por la compañía Fujisan Survey, S.A. de C.V., la cual emitió los dictámenes citados, en cumplimiento de la normativa aplicable. Finalmente se analizó el "Programa de mantenimiento a Instrumentos de Medición" y se constató que se dio mantenimiento a los medidores de desplazamiento positivo instalados en el FSO. Conforme a lo anterior, el arreglo y la operación de los instrumentos de medición de los paquetes 100 y 200 instalados en el FSO, fueron congruentes con las especificaciones establecidas en la normativa. C) CAYO ARCAS En este complejo se recibe el petróleo crudo producido en el activo Ku‐Maloob‐Zaap a través de la Plataforma Akal‐J, mediante dos líneas de 36 pulgadas de diámetro. A diferencia de los anteriores puntos de venta, aquí no se almacena el crudo que se exportará, ya que éste llega directo de la plataforma Akal‐J. El petróleo crudo que se recibe para exportación se cuantifica empleando dos paquetes de medición denominados 100 y 200, los cuales están formados cada uno por cinco trenes de medidores de desplazamiento positivo, como se muestra enseguida: PAQUETE DE MEDICIÓN 100
FUENTE: Imagen tomada durante la visita de inspección.
Se tiene instalado un probador bidireccional que contiene un volumen certificado (patrón) con el que se calibran cada uno de los cinco medidores de desplazamiento positivo con que cuenta cada paquete. Cada vez que se exporta se calibran los medidores con el probador bidireccional, en cumplimiento de la normativa. 28
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Una vez que el petróleo crudo es cuantificado por los sistemas de medición en presencia de inspectores de tercerías que avalan la certificación de la exportación, posteriormente, es distribuido a cualquiera de las tres instalaciones de carga (dos monoboyas y una torre fija). Por otra parte, se revisaron los dictámenes de calibración de los medidores de desplazamiento positivo y se constató que fueron calibrados en septiembre de 2010 por la empresa Fujisan Survey, S.A. de C.V., en cumplimiento de la normativa. La medición del petróleo crudo se realizó empleando medidores instalados en la línea de exportación de acuerdo con el contrato de compra‐venta de petróleo crudo celebrado entre PEP y PMI. La calidad del petróleo crudo es analizada en el laboratorio químico ubicado en el mismo centro operativo Cayo Arcas, tal como la composición de grados "API" y demás parámetros para conocer las características fisicoquímicas del crudo exportado, de acuerdo con el contrato de compra‐venta de petróleo crudo celebrado entre PEP y PMI. 9.
Objetivos y metas de comercialización de petróleo crudo de exportación
De acuerdo con la Estrategia Programática del Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) 2010, para Pemex Exploración y Producción (PEP) establece que la misión de la entidad es "Maximizar el valor económico agregado de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente". Este documento establece en la "meta estratégica comprometida por la entidad" las cifras siguientes: META ESTRATÉGICA DE COMERCILIZACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO DE PEP, EJERCICIO 2010 Comercializar En el mercado externo Petróleo crudo
Promedio Anual
Promedio Diario
Unidad de Medida
404,493
1,108.2
Miles de barriles
FUENTE: "Estrategia Programática" Proyecto de PEF 2010 de PEP (T4L).
Por lo anterior, se verificaron las cifras reportadas en el Programa Operativo Anual (POA) de PEP, en el cual se estableció entregar 1,108.22 miles de barriles diarios (MBD) a P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), para su comercialización al exterior, de los cuales 15.3 MBD corresponden a crudo Altamira, 0.7 MBD a crudo Istmo, 840.5 MBD a crudo Maya y 251.8 MBD a crudo Olmeca. Dichas cantidades coinciden con lo establecido en el PEF 2010. A fin de verificar el cumplimiento de la comercialización de petróleo crudo al exterior, se revisó la base de datos de PEP denominada "10_Relación de Facturas y Notas de Crédito y Débito_2010.xls", proporcionada por la Subdirección de Distribución y Comercialización de 2
La diferencia de 0.1 miles de barriles, corresponde al redondeo de las cifras a un decimal por cada tipo de crudo.
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
PEP, donde presentó un volumen neto comercializado por 1,358 MBD, se comprobó que corresponde al 122.5% de lo planeado originalmente en el POA. Asimismo, se analizaron los "Programas de Carga de Crudo" mensuales (POM) elaborados por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de PEP y la Gerencia de Gestión Comercial de PMI, los "Programas de Operación Trimestral" (POT) formulados por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de PEP, el POA y la base de datos que opera PEP, los cuales mostraron las cifras siguientes:
CIFRAS PROGRAMADAS Y DEFINITIVAS DE COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO PARA EL EXTERIOR, 2010 (Miles de barriles diarios) Mes Enero
POM
POT
1,171.0
1,175.9
POA
REAL
1,090.2
1,238.4
Febrero
1,024.0
1,233.7
1,139.9
1,197.4
Marzo
1,245.0
1,331.0
1,047.2
1,324.6
Abril
1,121.0
1,301.8
1,123.9
1,436.9
Mayo
1,277.0
1,591.1
1,123.6
1,398.1
Junio
1,293.0
1,109.8
1,183.3
1,123.1
Julio
1,211.0
1,386.2
1,186.2
1,380.2
Agosto
1,220.0
1,350.8
1,109.5
1,345.1
Septiembre
1,484.0
1,420.8
1,134.1
1,337.4
Octubre
1,389.0
1,450.6
1,092.3
1,376.9
Noviembre
1,450.0
1,368.7
1,017.7
1,617.0
Diciembre
1,575.0
1,320.0
1,054.4
1,500.2
FUENTE: Programas Operativos Mensuales (POM), Programas Operativos Trimestrales (POT), Programa Operativo Anual (POA) y base de datos de PEP denominada 10_Relación de Facturas y Notas de Crédito y Débito_2010.xls".
COMPORTAMIENTO DE LAS CIFRAS PROGRAMADAS DE COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO PARA EL EXTERIOR, 2010
FUENTE: Programas Operativos Mensuales (POM), Programas Operativos Trimestrales (POT), Programa Operativo Anual (POA) y base de datos de PEP denominada "10_Relación de Facturas y Notas de Crédito y Débito_2010.xls".
30
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Conforme a lo expuesto, PEP y PMI cumplieron con el 122.5% en la comercialización y colocación del volumen de exportación, respectivamente, al haberse registrado una variación de más de 250 MBD en volumen respecto de la meta programada en el POA. PMI señaló que dicha variación obedeció a la estabilización de la producción de crudo del campo Cantarell, al retraso del inicio de operación de la Refinería de Minatitlán y a problemas operativos en el resto de las refinerías del Sistema Nacional de Refinación. Por otra parte, PMI informó que el mercado internacional presentaba una débil demanda de productos petrolíferos ocasionada por la crisis económica internacional. En consecuencia, los márgenes de refinación se mantuvieron bajos e incluso negativos para todos los crudos, lo que provocó una disminución importante en la demanda lo que propició una sobreoferta de crudo. Sin embargo, indicó que cumplió con el volumen destinado por PEP a la exportación mediante la estrategia conjunta con uno de sus clientes extranjeros para el manejo de los crudos pesados y mantuvo los inventarios de crudo en terminales de exportación en niveles manejables operativamente y la colocación de los excedentes de crudo por medio de cargamentos adicionales a los contratos establecidos, así como la venta de cargamentos ocasionales durante 2010. 10.
Reclamos derivados de las ventas de crudo
Los reclamos son inconformidades presentadas mediante escrito por el comprador al vendedor o viceversa; en general, pueden ser por volumen y calidad. El primero se determina a partir de diferencias entre las cantidades medidas en tierra (sistema de medición en línea o en tanques de almacenamiento) y las cantidades del buquetanque en la carga que excedan la variación máxima permisible de + 0.3%. Los reclamos por calidad se refieren al incremento en el porcentaje de agua respecto del aplicado "conocimiento de embarque (BOL)", los cuales se resuelven con un ajuste en el volumen, y por agua libre (FW), que se refieren a la presencia de agua libre adicional a la total determinada en el BOL. Para analizar este tipo de reclamos, Pemex Exploración y Producción (PEP) aplica el "Procedimiento para resolver los reclamos por volumen, calidad y agua libre en crudo de exportación", con clave PE‐PO‐OP‐1658‐2009, autorizado por la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP, vigente en 2010, y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), aplica el "Procedimiento de Reclamos", con clave PRC_ REEV01, y el "Instructivo de Reclamo recibido por calidad, cantidad o flete muerto (Pago)", con clave C_REEV03, autorizados por la Dirección Comercial de Crudo y la Subdirección de Reclamos y Control de Pérdidas de PEP, respectivamente, vigentes en 2010. Para el ejercicio 2010, la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP operó el "Catálogo de Causas de Demoras PEP/PMI" del 1 de junio de 2010, en el que estableció como causas los efectos de mal tiempo, el bajo ritmo de bombeo, el alto contenido de sal, el acuerdo operativo/comercial, la falta de infraestructura portuaria y de infraestructura de carga, el alto porcentaje de agua, la mala programación de B/T´s, la logística de distribución, la fuga de producto, la mala programación‐empaque de línea, las posiciones ocupadas, la demora por continuidad de flujo, la libranza por mantenimiento, la falla de equipo de amarre, los bajos inventarios, la falta de remolcadores y de disponibilidad de crudo e incumplimiento del programa de producción.
31
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Los conceptos contenidos en el catálogo no estaban descritos de forma clara, por lo que el manejo de la causa respectiva quedaba sujeto al criterio del responsable. Por lo anterior, el 26 de mayo de 2011, la Coordinación de Transporte y Distribución de Aceite (CTDA) y la Gerencia de Operaciones de PEP actualizaron y adecuaron en el Catálogo de Causas siete conceptos (consecuencia de mal tiempo, parámetros de calidad, cambios al programa de carga, infraestructura portuaria o de carga, disponibilidad de crudo, posiciones de carga ocupadas y otros), los cuales están descritos por las situaciones que los generan y señalan la documentación soporte que debe respaldar su análisis. A fin de identificar las causas que generaron los reclamos por volumen y calidad, se analizaron las bases de datos denominadas "BD Reclamos pagados y no procedentes Vol. y Cal." y "Reclamos calidad cantidad calculados y pagados en 2010", que operan PEP y PMI, respectivamente, las cuales integran los reclamos por volumen o cantidad generados a partir de las órdenes de venta de petróleo crudo de exportación realizadas en el ejercicio 2010. Se comprobó que se generaron 42 reclamos correspondientes a 9 clientes, de los cuales 12 fueron rechazados y 30 procedieron, como se muestra a continuación:
RECLAMOS PROCEDENTES POR VOLUMEN O CANTIDAD DERIVADOS DE VENTAS, 2010 (Miles) Causa del
Punto de venta
Número de reclamos
Cantidad (barriles)
Monto (dólares)
Calidad
Cayo Arcas
1
1.4
6.8
Ciudad Madero
8
2.4
166.1
Pajaritos
1
0.7
61.3
Subtotal
10
4.5
234.2
Volumen Ciudad Madero
2
0.3
21.6
Dos Bocas
3
3.2
215.3
Pajaritos
15
33.8
2,332.6
Subtotal
20
37.3
2,569.5
Total
30
41.8
2,803.7
Reclamo
FUENTE: Bases de datos de reclamos por volumen o cantidad de 2010, denominadas "BD Reclamos pagados y no procedentes Vol. y Cal" y "Reclamos calidad cantidad calculados y pagados en 2010", proporcionadas por PEP y PMI, respectivamente.
El Sistema de Control de Reclamos de PMI es el medio institucional mediante el cual se realiza el seguimiento de cada uno de los casos de demora, calidad, cantidad, flete muerto, desvío y gastos portuarios. Toda comunicación intercambiada entre las partes en relación con un reclamo (documento escrito, correo electrónico, reunión o llamada telefónica) debe registrarse en el sistema. Al inicio de cada mes se obtiene un reporte de seguimiento con información del Sistema de Control de Reclamos con el estatus de todos los reclamos al cierre del mes anterior, el cual es autorizado por el Gerente de Evaluación de Embarques y Reclamos.
32
Grupo Funcional Desarrollo Económico
Los reclamos se reportan previamente con una carta protesta generada en el momento de la carga, ya sea por la determinación de variación en volumen o calidad entre lo registrado por PMI y PEP, y lo determinado en el buque, para que en el momento en que se realice la descarga en terminales del cliente, el capitán del buque tenga evidencia de cualquier variación. Posteriormente, si el cliente lo determina necesario se emite el reclamo. A fin de verificar las causas que soportan la emisión de cartas protesta y su soporte, se visitó la Región Marina Noreste (RMNE) de PEP, en donde se seleccionó para revisión el soporte de 37 órdenes de venta de crudo de exportación. Se comprobó que las 37 órdenes contenían los informes de pruebas analíticas de aceite crudo de muestras especiales, como parte de la documentación soporte de los reclamos; 31 fueron emitidas en los puntos de exportación correspondientes a la RMNE, y las 6 restantes en la Terminal Marítima Dos Bocas, de la Región Marina Suroeste (RMSO), pertenecientes a la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos (GTDH) de PEP, en cumplimiento del procedimiento aplicable. Se revisó el "Informe de pruebas analíticas del aceite crudo de exportación", correspondiente a las 37 órdenes de venta por un volumen de 24,670.4 MB, con valor de 1,614,077.5 miles de dólares, equivalentes a 20,042,718.4 miles de pesos, emitidos por la GTDH, de la Subdirección Marina Noreste de PEP, en el que se constatan los resultados de las pruebas analíticas de la muestra representativa de la carga del aceite crudo exportado. Dicho informe incluyó el análisis de API, contenido de agua y sal, viscosidad, azufre, temperatura, gravedad específica y presión de vapor. De la revisión de las cartas protesta correspondientes a las 31 órdenes de venta de la RMNE, se identificó que un caso correspondió a la identificación de cantidades de agua en la carga, en 9 por retraso en tiempo (demoras) y las 21 restantes por diferencia en volumen. Con la revisión de las 6 cartas protesta en la visita a la RMSO, se constató que adicionalmente a los "Informes de pruebas analíticas del aceite crudo de exportación", se cuenta con la documentación soporte para calcular y evaluar los reclamos, así como con el "Reporte de análisis de viaje" que contiene el análisis de la información para determinar si procede o no el reclamo, en cumplimiento del procedimiento aplicable. Por otra parte, a fin de revisar las causas que generaron los reclamos por demoras, se analizó la base de datos de PEP denominada "BD reclamos pagados y no procedentes demoras"; la cual integra los reclamos generados a partir de las órdenes de venta de petróleo crudo de exportación, por concepto de tiempo, realizadas en el ejercicio 2010. Se constató que se generaron 324 reclamos correspondientes a 21 clientes, de los cuales 21 fueron rechazados y 303 procedieron, como se muestran a continuación:
33
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 RECLAMOS PROCEDENTES POR DEMORAS DERIVADAS DE VENTAS DEL 2010 (Miles de dólares) Punto Venta Cayo Arcas
de
Causa
1.4
Alto contenido de sal
5 84.2
1.2
Bajo ritmo de bombeo
1 3.5
0.1
32 587.2
8.6
104 2,290.3
33.5
2 9.3
0.1
Falta disponibilidad de crudo
32 720.0
10.5
Libranza por mantenimiento
5 108.9
1.6
236.7
3.5
Falta de remolcadores
Posiciones ocupadas Subtotal Ciudad Madero Falta de infraestructura portuaria
10
198 4,134.1 24
1,483.9
Subtotal
24 1,483.9
Alto contenido de sal
60.5 21.7
12 255.3
3.7
5 97.7
1.4
Consecuencia mal tiempo
4 78.3
1.2
Falta de remolcadores
2 10.7
0.1
10 313.9
4.6
Logística de distribución Posiciones ocupadas Subtotal
1 7.2
0.1
6.3
0.1
1
35 769.4
11.2
Bajo ritmo de bombeo
2 8.1
0.1
Bajos inventarios
3 34.3
0.5
5 48.0
0.7
Consecuencia mal tiempo Falta de infraestructura de carga
10 59.5 0.9
Falta de infraestructura portuaria
12 110.5
1.6
Libranza por mantenimiento
1 2.2 ‐
Logística de distribución
3 44.3
Posiciones ocupadas
10
140.0
Subtotal
46
446.9
303 6,834.3
% Subtotales
21.7
Bajos inventarios
Falta disponibilidad de crudo
Total
% Causa
7 94.0
Consecuencia mal tiempo
Pajaritos
Monto
Acuerdo operativo/comercial
Bajos inventarios
Dos Bocas
Núm. reclamos
0.7 2.1
6.6
100.0
100.0
FUENTE: Base de datos de reclamos por demoras de 2010, denominada "BD Reclamos pagados y no procedentes demoras " proporcionada por PEP.
De lo expuesto, el concepto "Falta de Infraestructura Portuaria" fue el que tuvo mayor representatividad, el 21.7% del monto total, se solicitó a PEP informar las acciones que realizó para disminuir esta tendencia. Al respecto, la Gerencia de Construcción y Mantenimiento, Región Norte del Activo Integral Poza Rica Altamira (AIPRA), informó que la infraestructura de exportación de la Terminal Marítima Madero está en construcción, la cual ayudará a independizar el sistema de transporte y medición de crudo existente, mediante la instalación de una nueva línea de interconexión con el muelle en la Terminal Marítima Madero (TMM), y el suministro de un sistema de medición para transferencia de custodia. La construcción se realizará en dos etapas. En la primera, la Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas (SIDOE) construyó una casa de bombas e infraestructura de bombeo en terrenos de la Refinería Madero, así como la instalación de patines de medición 34
Grupo Funcional Desarrollo Económico
y líneas de transporte de crudo de exportación de dicha casa hacia el muelle de la Terminal Marítima Madero. Mediante nota informativa, la SIDOE informó que la obra correspondiente al patín de medición (medidor de flujo tipo ultrasónico con medidor maestro), está dentro del alcance del contrato núm. 420878807, cuyo objeto es la "Construcción de infraestructura para exportación de crudo Altamira a través de la Terminal Marítima Madero", y que está en proceso de finiquito. La segunda etapa consiste en la construcción de dos tanques de almacenamiento para 200.0 MB en terrenos de la Refinería Madero. Asimismo, la SIDOE señaló que para la segunda etapa de la infraestructura de exportación, PEP actualizó el presupuesto de inversión plurianualidad 2011‐2013 que ampara la contratación de la obra "Construcción de dos tanques de almacenamiento de crudo de exportación Altamira" en la Refinería Madero, con el acuerdo plurianual núm. PEP‐0406/2011 del 7 de junio de 2011. Además, refirió que las bases de licitación de esta obra están en proceso de adecuación a la Ley de Petróleos Mexicanos para ser entregadas posteriormente a la Subgerencia de Recursos Materiales Región Norte de PEP, a fin de someterlas al proceso contractual respectivo. Esta actividad la realiza actualmente el Departamento de Ingeniería, Construcción y Procura (CYP) y el AIPRA. Paralelamente se da trámite al requerimiento presupuestal, que considera el periodo 2011‐2013. 11.
Registro contable de la muestra de las ventas de petróleo crudo de PMI
En el Estado de Resultados de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), se reportaron 453,549,407.0 miles de pesos por las ventas de petróleo crudo de 2010, importe que coincidió con lo reportado en la balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2010. Dicho documento se integró como sigue:
INGRESOS POR VENTAS AL EXTERIOR DE PETRÓLEO CRUDO, 2010 (Miles de pesos) Tipo de crudo
Ventas al exterior
Demoras
Istmo
26,988,692.2
4,072.4
Maya
345,660,563.9
34,313.9
Gastos asociados al flete
Resultado en cobertura
80,024.1
Total
469,889.4
346,244,791.3
Olmeca
77,585,610.2
2,384.8
Altamira
2,701,333.2
22,522.6
452,936,199.5
63,293.7
80,024.1
Total
469,889.4
26,992,764.6
77,587,995.0 2,723,855.8 453,549,406.7
FUENTE: Balanza de comprobación de PMI al 31 de diciembre de 2010.
En la base de datos que opera PMI denominada "II. Numeral 2 Integración ventas de petróleo crudo con información adicional.xlsx", proporcionada por la Subdirección Comercial de Crudo, los ingresos presentados por las ventas al exterior de petróleo crudo fueron de 452,936,199.5 miles de pesos, cantidad igual a la presentada en el Estado de Resultados y en la Balanza de comprobación. 35
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Los gastos asociados con el flete y el resultado por coberturas son conceptos relacionados con la "Estrategia de los VLCC's", para su registro. En diciembre de 2009, la Dirección de Comercialización de PMI solicitó a la Dirección General Adjunta de Programación y Presupuesto de Energía de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público la inclusión de nuevos costos asociados en su mecanismo de registro presupuestal (transporte, coberturas, almacenamiento, seguros de carga y trámites aduanales, entre otros), debido a que realizó operaciones con características especiales que incluyeron el almacenamiento de crudo en embarcaciones de gran calado a fin de resolver la problemática en la distribución de crudo de exportación. La Dirección General Adjunta de Programación y Presupuesto de Energía otorgó autorización mediante el oficio núm. 312.A.E‐985 del 23 de diciembre de 2009. De la revisión de los 100 expedientes relativos a las ventas de comercialización de petróleo crudo al exterior, se seleccionaron 53 operaciones de cinco clientes para verificar el registro contable de las órdenes de venta de petróleo crudo, con un volumen de 29,948.7 miles de barriles (MB) por 2,118,256.4 miles de dólares, equivalentes a 26,588,001.8 miles de pesos, monto integrado como sigue:
OPERACIONES QUE INTEGRARON LA MUESTRA DEL REGISTRO CONTABLE (Miles) Cliente
Tipo de Crudo
Operaciones
Barriles
HCSV
Altamira
1
UNIV
Istmo
1
350.0
325,921.8
25,064.4
CHLV
Maya
24
12,596.8
11,008,322.9
878,532.2
219.4
Pesos 192,244.1
Dólares 15,150.9
CYPV
Maya
10
5,110.9
4,508,707.2
357,367.8
EXMV
Maya
6
3,100.8
2,855,946.6
223,861.4
HCSV
Maya
4
1,222.6
1,100,927.8
89,139.7
UNIV
Maya
7
7,348.2
6,595,931.4
529,140.0
Total 53
29,948.7
26,588,001.8
2,118,256.4
FUENTE: Base de datos, auxiliares contables y pólizas del registro de las ventas por comercialización de petróleo crudo al exterior, del ejercicio 2010.
Las 53 operaciones cuentan con la documentación que sustenta el pago y con la información que sustenta los cargamentos efectuados durante el ejercicio 2010. Las compras de petróleo crudo de PMI a PEP se registraron en las cuentas contables previstas en el Catálogo de Cuentas vigente en el ejercicio 2010. Además, los ingresos por ventas de PMI se registraron conforme a la actividad 2 del "Procedimiento de Contabilidad", con clave PRA_CONTA01, contenida en la "Guía Contabilizadora", autorizado por la Subdirección de Contabilidad y Presupuesto el 14 de febrero de 2006.
36
Grupo Funcional Desarrollo Económico
12.
Ingresos por la venta de petróleo crudo reportados en la Cuenta Pública de 2010
La Dirección de Administración y Finanzas de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI), reportó a la Dirección General de Programación y Presupuesto de la Secretaría de Energía 895,156.4 miles de pesos de ingresos corrientes y de capital, de los cuales 313,505.9 miles de pesos correspondieron a ventas externas. Los 313,505.9 miles de pesos correspondieron al margen de comercialización menos los costos de venta, y erogaciones por concepto de impuestos, inspecciones y demoras más la operación de almacenamiento, como sigue: VENTA DE BIENES EXTERNAS, CUENTA PÚBLICA 2010 (Miles de pesos) Concepto
Subtotal
Utilidad bruta devengada Ajustes por transferencia
precios
Total margen comercialización
Importe Total 165,825.2
de
58,486.5
de
224,311.7
Menos: Impuestos (ISR e IETU)
85,342.3
Inspecciones
4,182.5
Demoras
1,965.1
Mas: Operación de Almacenamiento Primas de seguro de crudo Almacenamiento
(356,254.1)
Coberturas
(7,078.0)
Ganancia por cobertura
474,310.2
Gastos portuarios FUENTE:
Total ventas bienes externas
180,684.1 (1,024.4)
70,730.4 de
313,505.9
Documento "Venta de bienes externas 2010", flujo de efectivo en pesos, proporcionado por PMI.
Se constató que PMI obtuvo un margen de comercialización por 224,311.7 miles de pesos que se determinó a partir de la utilidad bruta devengada por 165,825.2 miles de pesos, más los ajustes por precios de transferencia de 58,486.5 miles de pesos. En relación con los citados ajustes, el Convenio núm. CIM‐DF‐008, que celebraron Pemex Exploración y Producción (PEP) y PMI el 1 de septiembre de 2008, estipula que con base en el contrato de compra venta de petróleo crudo, celebrado entre ambas instancias el 1 de noviembre de 1994, PEP pagará a PMI tres centavos de dólar por cada barril de petróleo crudo comercializado en el mercado internacional de hidrocarburos, denominada como constante "C".
37
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
En la cláusula segunda del contrato se menciona que PMI analizará en forma bimestral los ingresos por la venta de petróleo crudo obtenidos durante el bimestre inmediato anterior, dentro de los 30 días siguientes a la terminación de dicho periodo, con el cual determinará si obtuvo un ingreso excesivo o insuficiente, según sea el caso. PMI calculará los montos y PEP los revisará en una reunión que para tal efecto celebren a más tardar dentro de los 45 días siguientes del último día del periodo en revisión (incluye los 30 días de análisis de PMI). El pago correspondiente se realizará dentro de los 10 días siguientes a la reunión en donde se revisen los montos calculados. Con la revisión de los plazos para determinar y calcular los ajustes de los precios de transferencia, se comprobó que en un caso hubo desfase entre las fechas límite y las fechas reales de determinación y pago de los ajustes como se muestra a continuación.
AJUSTES BIMESTRALES (Miles de dólares) Periodo
Bim
Núm. de oficio Notificación
Cálculo del ajuste conforme a la cláusula 2 del Convenio CIM‐DF‐008
Fecha límite (30 días)
Sep‐Oct 2009
5o.
PMI‐SFI‐ 222/2010
Nov‐Dic 2009
6o.
PMI‐SFI‐ 038/2010
Mzo‐Abr 2010
2o.
May‐Jun 2010
Registro del pago del ajuste bimestral Fecha
Importe
Días hábiles de retraso
Reunión PEP‐PMI (45 días)
Fecha Límite de pago (10 días)
15/dic/2009
7/ene/2010
21/ene/2010
12/Ene/2010
363.5
0
15/feb/2010
8/mar/2010
23/mar/2010
22/Mzo/2010
2,234.2
0
PMI‐SFI‐ 106/2010
14/jun/2010
5/jul/2010
19/jul/2010
07/Jul/2010
865.8
0
3o.
PMI‐SFI‐ 156/2010
11/ago/2010
1/sep/2010
15/sep/2010
10/Nov/2010
(1,016.6)
39
Jul‐Ago 2010
4o.
PMI‐SFI‐ 177/2010
14/oct/2010
5/nov/2010
19/nov/2010
28/Oct/2010
2,500.0
0
Sep‐Oct 2010
5o.
PMI‐SFI‐ 203/2010
13/dic/2010
3/ene/2011
17/ene/2011
31/Dic/2010
(318.3)
0
Total
4,628.61/
FUENTE: Convenio número CIM‐DF‐008, oficios de notificación del "Ajuste Bimestral" aplicados en el ejercicio 2010, "Relación de pagos proporcionados por PMI y pantallas del SAP proporcionadas por PEP. 1/
Los 4,628.6 miles de dólares corresponden a 58,486.5 miles de pesos.
Con oficio núm. PMI‐SFI‐156/2010 de fecha 5 de octubre de 2010, notificado el 11 del mismo mes y año, correspondiente al ajuste económico del tercer bimestre de 2010 que va del 1º. mayo al 30 de junio 2010, PMI informó a PEP que "El monto del ajuste que PMI deberá realizar a PEP es de 1,016.6 miles de dólares…". Se observa un atraso de 26 días para el cálculo del ajuste, ya que la fecha límite fue el 1 de septiembre y se notificó a PEP hasta el 11 de octubre de 2010. Además, el pago correspondiente a ese ajuste, lo realizó PMI el 10 de noviembre de 2010, 20 días después de la fecha de notificación y 39 días después de la fecha límite de pago (15 de septiembre), cabe señalar que en el oficio referido se acordó entre las partes, que el ajuste correspondiente al tercer bimestre de 2010 se realizaba extemporáneamente debido a la determinación, revisión y aplicación de los montos correspondientes a la estrategia de almacenamiento de crudo mexicano en VLCC´s, mismos que se incluyeron en el cálculo de
38
Grupo Funcional Desarrollo Económico
ese ajuste, en cumplimiento del convenio CIM‐DF‐008‐del 1 de septiembre de 2008, vigente en 2010. El renglón de impuestos por 85,342.3 miles de pesos, se integró por los pagos provisionales efectuados por PMI del Impuesto sobre la Renta (ISR) por 20,459.5 miles de pesos, y del Impuesto Empresarial a Tasa Única (IETU), por 91,990.3 miles de pesos, así como por una compensación por 27,107.5 miles de pesos de un saldo a favor. Las erogaciones por inspecciones por 4,182.5 miles de pesos correspondieron a la contratación de servicios de compañías de inspección independientes para certificar el destino, calidad y cantidad del petróleo crudo exportado. El rubro "Demoras" por 1,965.1 miles de pesos, incluyó 50,793.7 miles de pesos de ingresos por demoras y 52,758.8 miles de pesos de erogaciones por demoras; este concepto se refiere al tiempo utilizado en la carga o descarga en exceso del tiempo de estadía del buque tanque pactado en los contratos de crudo, los cuales establecen el tiempo acordado para realizar las operaciones de carga y descarga en función del volumen de los cargamentos de crudo. En los contratos se establece la tarifa que se cobrará en caso de demoras. Con el análisis de los formatos reportados por PMI en el Sistema Integral de Información de los Ingresos y Gasto Público de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, se constató que en el formato "Ingresos de Flujo de Efectivo de Entidades de Control Presupuestario Indirecto, Productoras de Bienes y Servicios (Presupuesto Obtenido) de la Cuenta Pública 2010" se reportaron 313,505.9 miles de pesos, de Venta de Bienes Externas, cantidad igual a la integrada en la cédula "Venta de Bienes Externas 2010" flujo de efectivo en pesos, proporcionada por PMI; sin embargo, en las cédulas "Flujo de efectivo 2010" Venta de Bienes (Integración preliminar y definitiva), reportó 379,371.5 miles de pesos, por lo que refleja una diferencia de 65,865.6 miles de pesos. Al respecto, PMI aclaró que los 65,865.6 miles de pesos se encuentran presentados en el reporte de la Cuenta Pública C12IF2203 "Egresos de Flujo de Efectivo de Entidades de Control Presupuestario Indirecto Productoras de Bienes y Servicios” en el concepto de Variación Cuenta Pemex, dicho concepto es producto de la diferencia en las obligaciones de cobro a clientes en el extranjero y de pago a Pemex Exploración y Producción (PEP), teniendo como resultado que PMI tenga en su disponibilidad recursos que deben ser trasladados a PEP. Asimismo indicó que dicho criterio fue comunicado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público mediante oficio núm. 312.A.E.‐1021 de fecha 19 de julio de 2005 y por la Secretaría de Energía con oficio núm. DGPP 411‐01522 de fecha 28 de julio 2005, oficios que fueron proporcionados. Resumen de Observaciones y Acciones Se determinó(aron) 3 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 39
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
alcance establecidos, y se aplicaron los procedimientos de auditoría y las pruebas selectivas que se estimaron necesarios. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar el presente dictamen, que se refiere sólo a las operaciones revisadas. La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestra auditada, P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., y Pemex Exploración y Producción cumplieron con las disposiciones normativas. Apéndices Procedimientos de Auditoría Aplicados 1. Verificar que P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (PMI) y Pemex Exploración y Producción (PEP) cuentan con la documentación soporte de las ventas de petróleo crudo, y corroborar la veracidad de las operaciones realizadas. 2. Comprobar que PEP suministró los volúmenes de petróleo crudo conforme a lo estipulado en los contratos y acuerdos celebrados con PMI, y de éste con los clientes. 3. Verificar que los volúmenes de exportación de petróleo crudo de PMI se integraron correctamente, y conciliar con los volúmenes de exportación de PEP, así como constatar la congruencia con los Indicadores Petroleros de PEP. 4. Verificar que el precio de compra y venta de petróleo crudo de las entidades fiscalizadas se calculó de conformidad con las fórmulas establecidas en los contratos y convenios modificatorios de compra‐venta celebrados entre PMI y sus clientes. 5. Verificar las ventas realizadas por PEP a PMI y de éste a los clientes, en la ejecución de la estrategia Very Large Crude Carrier, así como el resultado de esa estrategia y comprobar que PEP no superó el volumen permitido de almacenamiento de petróleo crudo, y de haberlo superado, verificar la viabilidad de las acciones realizadas. 6. Verificar que los instrumentos de medición del petróleo crudo exportado cumplieron con los programas de mantenimiento y calibración. 7. Constatar que los volúmenes de venta de petróleo crudo cumplieron con los objetivos y metas fijadas en los programas de PEP y PMI, y en la Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación 2010 de PEP, y en su caso, verificar las causas de las desviaciones. 8. Comprobar que PEP suministró a PMI y éste a sus clientes los volúmenes de petróleo crudo con la calidad estipulada en los contratos y convenios modificatorios de compra‐ venta celebrados entre PMI y sus clientes, así como el impacto de esto en sus ingresos. 9. Verificar que los ingresos por la venta de petróleo crudo se registraron en la contabilidad de la entidad fiscalizada.
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Grupo Funcional Desarrollo Económico
10. Verificar que los ingresos por venta de petróleo crudo se presentaron correctamente en la Cuenta Pública de 2010. Áreas Revisadas Las subdirecciones Comercial de Crudo y de Operaciones de Crudo de la Dirección Comercial de Petróleo Crudo, y las subdirecciones de Finanzas, de Tesorería y de Contabilidad y Presupuesto de la Dirección de Finanzas, adscritas a P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V.; las gerencias de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas, de Operaciones, y de Estrategias y Comercialización de Hidrocarburos de la Subdirección de Distribución y Comercialización, así como la Región Marina Noreste, adscritas a Pemex Exploración y Producción. Comentarios de la Entidad Fiscalizada Es importante señalar que la documentación proporcionada por la entidad fiscalizada para aclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada con el fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observaciones preliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer esta entidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.
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