10-1-18T4L-02-0762 - Auditoría Superior de la Federación

Grupo Funcional Desarrollo Económico
Pemex‐Exploración y Producción
Proyecto Integral Burgos
Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 10‐1‐18T4L‐02‐0762
DE‐160
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
Evaluar los resultados de las inversiones en el desarrollo y explotación del proyecto,
comprobar que las mismas se planearon, adjudicaron, ejercieron, registraron y presentaron
en la Cuenta Pública de acuerdo con las disposiciones legales y normativas aplicables, así
como el cumplimiento de objetivos y metas.
Alcance
Universo Seleccionado:
21,560,525.3 miles de pesos
Muestra Auditada:
8,630,752.3 miles de pesos
Representatividad de la Muestra: 40.0 %
Durante 2010, Pemex Exploración y Producción (PEP) erogó 32,762,294.9 miles de pesos en
el Proyecto Integral Burgos por conceptos relacionados con los Contratos de Obra Pública
Financiada, de los cuales 21,560,525.3 miles de pesos fueron reportados en el Gasto
Programable de Inversión y 11,201,769.6 miles de pesos en el Gasto no Programable. La
integración presupuestal es la siguiente:
1

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
PROYECTO INTEGRAL BURGOS
GASTO TOTAL EJERCIDO POR CONTRATOS DE OBRA PÚBLICA FINANCIADA (COPF), 2010
(Miles de pesos)
Renglón Descripción Importe Total
Gasto programable
314 Servicios de apoyo a la perforación 19,395,558.5
317 Construcción de obras 2,164,966.8
Total 21,560,525.3
Gasto no programable
475 Amortización 8,934,556.1
460 Intereses 122,181.2
204 Mantenimiento 2,145,032.3
Total 11,201,769.6
Gasto total ejercido por COPF 32,762,294.9
FUENTE: Base de datos de presupuesto ejercido en el Proyecto Integral Burgos durante 2010 y base
de datos de pagos de COPF 2010.
PEP reportó en el gasto programable 514 activos fijos adquiridos en 2010, de los cuales se
determinó revisar 79 por un total de 8,630,752.3 miles de pesos.
Antecedentes
Entre 1994 y 1995, Pemex Exploración y Producción (PEP) realizó el estudio de factibilidad
técnica y económica, de conformidad con los artículos 34, fracción II, de la Ley Federal de
Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y 53 de su reglamento, con el que se generaron
las bases para la puesta en marcha del Proyecto Integral Burgos, el cual consideraba a partir
de 1997 un plan integral a 16 años, pero en 2001 se sometió a consideración de la Secretaría
de Energía y del Congreso de la Unión un nuevo cambio de monto y alcance para soportar el
incremento de la capacidad de ejecución mediante el esquema de Contratos de Servicios
Múltiples, actualmente Contratos de Obra Pública Financiada (COPF), con el propósito de
sostener la oferta de gas natural no asociado mediante el Proyecto Río Bravo como parte
del Proyecto Burgos.
Debido a la desaparición de la figura de financiamiento de los Proyectos de Impacto Diferido
en el Registro del Gasto (PIDIREGAS), en 2009 PEP modificó el monto y alcance del proyecto,
por lo que en agosto del mismo año emitió la actualización del documento “Análisis costobeneficio
del Proyecto Burgos”, en cumplimiento del artículo 47 del Reglamento de la Ley
Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y el numeral 23, inciso "b", de los
"Lineamientos para la elaboración y presentación de los análisis costo y beneficio de los
programas y proyectos de inversión”, emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público.
El objetivo del proyecto es desarrollar el potencial productivo de las cuencas de Burgos y de
Sabinas, y el área de Piedras Negras, en la zona noreste del país, y con ello fortalecer la
2

Grupo Funcional Desarrollo Económico
oferta de gas natural no asociado mediante el desarrollo de los campos con mayores
reservas probadas y probables; la definición de áreas nuevas parcialmente desarrolladas, y
un plan agresivo de exploración, orientado a incrementar las reservas, así como la operación
y mantenimiento de los campos en explotación, todo en un marco estricto de seguridad y
respeto del medio ambiente.
El Proyecto Integral Burgos es el único proyecto de exploración y producción de gas natural
no asociado en el Activo Integral Burgos de la Región Norte de PEP.
Resultados
1. Eficiencia, eficacia y rentabilidad del Proyecto Integral Burgos
Para verificar el cumplimiento de las metas de producción de gas natural no asociado en el
Activo Integral Burgos, se compararon las metas establecidas en el Programa Operativo
Anual con las alcanzadas de 1997 a 2010, como se presenta a continuación:
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL NO ASOCIADO EN EL ACTIVO INTEGRAL BURGOS, 2010
(Millones de pies cúbicos diarios)
FUENTE: Comparativo de producción 1997‐2010 proporcionado por PEP.
En los ejercicios 1997, 2001 y de 2005 a 2007, la producción real superó a la programada, en
los nueve ejercicios restantes no se alcanzó la meta, destaca 1999 que fue el año con mayor
incumplimiento, ya que sólo alcanzó el 85.7% de lo programado. En 2010 se obtuvo el 92.3%
de cumplimiento. Al respecto, PEP explicó las causas de las variaciones en ese año, las
cuales se mencionan más adelante.
En el periodo 1997‐2010, la producción de gas natural no asociado en el Activo Integral
Burgos registró un incremento de 8.9% en promedio anual, al pasar de 486.9 millones de
pies cúbicos diarios (mmpcd) a 1,478.4 mmpcd.
Como resultado del desarrollo del potencial productivo de las cuencas Sabinas y Burgos, en
el periodo de 1997 a 2010 se han descubierto 257 campos y perforado 7,260 pozos,
3

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
situación que ha influido en la tendencia incremental en la producción de gas natural no
asociado.
Respecto al volumen de producción de gas natural no asociado en relación con las
inversiones realizadas de 1997 a 2010 en el Proyecto Integral Burgos se determinó lo
siguiente:
COMPARATIVO INVERSIÓN/PRODUCCIÓN
(mmpcd y miles de pesos 1 )
Producción
Incremento
Inversión
Incremento
Año
anual
anual
Tradicional COPF Total
%
Tradicional COPF Total
%
1997 486.9 486.9 7,535,900.0 7,535,900.0
1998 735.3 735.3 51.0 15,034,400.0 15,034,400.0 99.5
1999 970.7 970.7 32.0 17,958,900.0 17,958,900.0 19.5
2000 1,003.1 1,003.1 3.3 15,199,400.0 15,199,400.0 ‐15.4
2001 989.7 989.7 ‐1.3 17,393,000.0 17,393,000.0 14.4
2002 1,006.9 1,006.9 1.7 19,470,000.0 19,470,000.0 11.9
2003 1,030.7 1,030.7 2.4 20,649,000.0 20,649,000.0 6.1
2004 1,094.5 1,094.5 6.2 26,659,600.0 1,398,200.0 28,057,800.0 35.9
2005 1,115.0 102.2 1,217.2 11.2 22,089,900.0 2,187,600.0 24,277,500.0 ‐13.5
2006 1,192.6 137.7 1,330.3 9.3 22,375,600.0 4,206,000.0 26,581,600.0 9.5
2007 1,222.3 189.5 1,411.8 6.1 18,822,300.0 5,005,100.0 23,827,400.0 ‐10.4
2008 1,126.7 256.0 1,382.7 ‐2.1 25,277,000.0 5,873,800.0 31,150,800.0 30.7
2009 1,017.1 498.1 1,515.2 9.6 17,994,700.0 8,389,700.0 26,384,400.0 ‐15.3
2010 872.2 606.2 1,478.4 ‐2.4 11,277,316.9 21,560,525.4 32,837,842.3 24.5
Total 13,863.7 1,789.7 15,653.4 257,737,016.9 48,620,925.4 306,357,942.3
FUENTE: Reportes de producción y de inversión en el Proyecto Integral Burgos, proporcionados por PEP.
1
Millones de pesos actualizados a 2010.
En 2004 inició la ejecución de cinco Contratos de Obra Pública Financiada (COPF,
inicialmente denominados Contratos de Servicios Múltiples). En 2008 se invirtieron
31,150,800.0 miles de pesos, la segunda inversión más alta en la ejecución del Proyecto
Integral Burgos; sin embargo, en ese año se obtuvieron 1,382.7 mmpcd, volumen inferior al
obtenido en los años anterior y posterior. En 2009, con una inversión de 26,384,400.0 miles
de pesos se obtuvieron 1,515.2 mmpcd de gas natural no asociado, que es la mayor
producción alcanzada en el Proyecto Integral Burgos. La relación inversión‐producción no es
directamente proporcional, ya que PEP realiza actividades institucionales como distribución
y exploración asociadas al gasto de inversión, además de las de producción.
Al respecto, la Administración del Activo Integral Burgos informó que a efecto de no infringir
lo dispuesto, entre otros artículos, el 13, fracción IV, del Acuerdo por el que se Establecen
las Normas Generales de Control Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal,
4

Grupo Funcional Desarrollo Económico
así como el artículo 45 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y a
fin de que no sean objeto de una responsabilidad y/o sanción, instruyó a los Coordinadores
del Activo Integral Burgos mediante oficio unido de fecha 8 de diciembre de 2011, para que
cada una de las áreas a su cargo fortalezcan la planeación, supervisión y control de las
actividades físicas, volumétricas y presupuestales.
En 2010, PEP contó con 8,136 pozos produciendo, de los cuales 2,745 pertenecieron al
Activo Integral Burgos, el 33.7%, cuya aportación en la producción de gas natural no
asociado fue de 1,478.4 mmpcd, el 21% de lo producido en todo el país por 7,020.0 mmpcd.
A continuación se muestra la representatividad de la producción de gas natural no asociado
de la Región Norte respecto a las demás regiones de PEP y de Burgos en relación con los
activos integrales de la Región Norte, así como del tipo de contratos vigentes en 2010 en el
Activo Integral Burgos:
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL NO ASOCIADO POR REGIÓN, ACTIVO INTEGRAL Y MODALIDAD
DE CONTRATACIÓN EN PEP, 2010
(Millones de pies cúbicos diarios)
FUENTE: Anuario estadístico de PEMEX, 2011 y Memoria de labores de PEMEX, 2010.
AIATG: Activo Terciario del Golfo
AIPRA: Activo Poza Rica‐Altamira
La Región Norte es la que produce la mayor cantidad de gas natural no asociado, el 36% de
los activos de PEP, el Activo Integral Burgos es el que tiene mayor producción, el 59.1% de la
Región Norte, a su vez en ese activo predominan los contratos tradicionales con una
representatividad de 59.0% en la producción.
En el documento “Análisis Costo – Beneficio, Proyecto Integral Burgos. Cambio de monto y
alcance por terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS”, emitido por PEP en
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
agosto de 2009, se establece que la vida útil del proyecto se determinó con base en los
pronósticos de producción, los cuales son a 2027.
En 2001 PEP realizó un estudio del “Proyecto original” de 1997 a 2027, en el cual estimó que
con la ejecución del proyecto alcanzaría una producción máxima de 1,696 mmpcd de gas en
el año 2010.
En 2009 PEP realizó nuevamente el análisis del proyecto, modificando el alcance “Proyecto
propuesto” de 2010 a 2027, en el cual estimaron que con la ejecución del proyecto se
alcanzará una producción máxima de 1,610 MMPCD de gas en 2014.
A continuación se presenta una comparación de la producción de gas estimada en el
proyecto original y el propuesto, en el horizonte 1997‐2027.
COMPARACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS ESTIMADA EN EL PROYECTO ORIGINAL Y EL PROPUESTO, 1997‐2027
(MMPCD)
Año 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Original 487 735 971 1,003 9 90 1,007 1,031 1,094 1,217 1,330 1,389 1,520
Propuesto 487 735 971 1,003 9 90 1,007 1,031 1,094 1,217 1,330 1,412 1,383
Año 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Base 1,597 1,696 1,651 1,477 1,033 7,21 510 350 230 151 101 66
Propuesto 1,588 1,566 1,455 1,407 1,473 1,610 1,485 1,341 1,197 1,031 867 777
Año 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Total 1/
Base 44 30 6 3 1 0 0 8,191,000 mmpc
Propuesto 790 792 785 841 865 857 803 12,479,000 mmpc
FUENTE: Análisis Costo – Beneficio del Proyecto Integral Burgos, emitido en 2009.
1/
Las cifras del total se presentan en millones de pies cúbicos (mmpc) para efectos comparativos.
Con el proyecto propuesto se estima incrementar la producción en 4,288,000.0 mmpc, el
52.4% más que en el proyecto original. Asimismo, para 2010 estimaron producir 1,566
mmpcd; sin embargo, se obtuvieron 1,478.4 mmpcd, el 94.4% de lo estimado.
Inversión
En la tabla siguiente se muestra un comparativo de la inversión estimada en el proyecto
original y en el propuesto:
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Grupo Funcional Desarrollo Económico
COMPARACIÓN DE INVERSIÓN DEL PROYECTO ORIGINAL Y EL PROYECTO PROPUESTO
(Miles de pesos)
Año 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Original 3,071,000.0 7,521,000.0 11,073,000.0 8 ,585,000.0 10,946,000.0 14,122,000.0 14,769,000.0
Propuesto 3,071,000.0 7,521,000.0 11,073,000.0 8 ,584,000.0 10,945,000.0 14,122,000.0 14,770,000.0
Año 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Original 21,008,000.0 18,989,000.0 21,822,000.0 23,809,000.0 21,658,000.0 24,713,000.0 24,255,000.0
Propuesto 21,009,000.0 18,989,000.0 21,823,000.0 19,489,000.0 21,746,000.0 21,527,000.0 26,531,000.0
Año 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Original 25,622,000.0 20,320,000.0 16,787,000.0 16,769,000.0 17,697,000.0 15,094,000.0 11,097,000.0
Propuesto 23,140,000.0 21,020,000.0 23,265,000.0 25,900,000.0 20,973,000.0 12,401,000.0 14,114,000.0
Año 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Original 10,056,000.0 9 ,553,000.0 7,582,000.0 7,528,000.0 6,806,000.0 2,578,000.0 1,914,000.0
Propuesto 10,567,000.0 9 ,029,000.0 10,989,000.0 12,311,000.0 10,987,000.0 11,649,000.0 11,598,000.0
Año 2025 2026 2027 Total
Original 1,395,000.0 780,000.0 471,000.0 398,389,000.0
Propuesto 7 ,034,000.0 5,530,000.0 3,916,000.0 455,626,000.0
FUENTE: Análisis Costo – Beneficio del Proyecto Integral Burgos, emitido en 2009.
En el proyecto propuesto se tiene un incremento en la inversión total de 57,237,000.0 miles
de pesos, 14.4% con respecto al proyecto original. Además, en 2010 la inversión fue de
32,837,842.3 miles de pesos, el 23.8% más que la estimada en el proyecto propuesto.
Conforme a lo expuesto, a 2010 se ha realizado mayor inversión de la estimada en el
Proyecto Integral Burgos y no se ha alcanzado lo estimado en producción.
Los tipos de actividades que se realizaron conforme a los contratos vigentes en 2010 fueron
las siguientes:
7

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
PRINCIPALES ACTIVIDADES REALIZADAS EN EL PROYECTO INTEGRAL BURGOS, 2010
FUENTE: Reportes de la base de datos Institucional de PEMEX, y reportes de detalles mensuales de datos reales de la Región
Norte de PEP.
La mayoría de las actividades realizadas en el Activo Integral Burgos en 2010, fueron
ejecutadas mediante contratos tradicionales de PEP, mediante los cuales se ejercieron
11,277,316.9 miles de pesos, cifra menor a la inversión ejercida mediante COPF que fue de
21,560,525.3 miles de pesos, 91.18% más respecto a los tradicionales.
Cabe señalar que de 2004 a 2010 PEP ha invertido 144,496,416.9 miles de pesos en
contratos tradicionales y 48,620,925.4 miles de pesos en COPF. El ejercicio 2010 es el único
en que se presentó mayor inversión en COPF respecto de la realizada en tradicionales.
Al respecto, la Coordinación de Operación de Contratos, adscrita a la Administración del
Activo Integral Burgos, informó que los motivos por los que en 2010 las cifras de inversión,
producción y presupuesto presentan variaciones tan significativas en los COPF respecto a los
contratos tradicionales son las siguientes:
a) Para el año contractual 2009, el total de las obras de desarrollo e infraestructura por
registrar totalizaron 16,168,000.0 miles de pesos y debido a la desaparición del esquema
Proyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS) y a los ajustes
presupuestales del organismo, únicamente fue posible registrar 7,348,000.0 miles de
pesos del total de las obras por registrar para ese año, con una producción de 498.1
mmpcd, quedando un déficit de registro de obras para el año 2010, de 8,820,000.0 miles
de pesos.
b) En septiembre de 2009, la Gerencia de Planeación y Evaluación, Región Norte informó al
Activo Integral Burgos que el techo presupuestal para los COPF en el año 2010 fue de
10,353.0 millones de pesos.
c) En octubre de 2009, la Administración del Activo Integral Burgos, solicitó a la
Subdirección de la Región Norte inversión adicional para los COPF por un monto de
8,644,000.0 miles de pesos (cifra correspondiente a un saldo pendiente de amortizar a
cuatro años).
d) En noviembre de 2009, la Subdirección de Programación y Presupuestación de la
Dirección Corporativa de Finanzas planteó a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
8

Grupo Funcional Desarrollo Económico
(SHCP) la problemática existente para los COPF a raíz de la eliminación del esquema
PIDIREGAS en PEMEX, proponiendo alternativas de registro del endeudamiento y la
inversión.
e) En agosto de 2010 el techo presupuestal para los COPF fue ajustado a 9,553,000.0 miles
de pesos para la ejecución de las obras. En ese mismo año se registró el déficit del año
anterior (8,820,000.0 miles de pesos) quedando un monto disponible de 733,000.0 miles
de pesos para el registro de obras del año 2010, sin embargo, en el transcurso de dicho
año, se recibieron recursos adicionales por un monto de 12,007,000.0 miles de pesos,
que sumado al monto ajustado de 9,553,000.0 miles de pesos, permitió registrar obras
por 21,560,000.0 miles de pesos. La producción promedio anual para este año fue de
606.2 mmpcd.
Cabe aclarar que parte de la producción promedio diaria anual del año 2009 que fue de
498.1 mmpcd, corresponde a inversiones no registradas en ese año (8,820,000.0 miles de
pesos).
Conforme a lo anterior, la inversión realizada de obras del año 2010 para los COPF fue de
12,740,000.0 miles de pesos y se obtuvo una producción promedio de 606.2 mmpcd, en los
contratos tradicionales se invirtieron 11,277,316.9 miles de pesos y se obtuvo una
producción promedio de 872.2 mmpcd; es decir, en los COPF se invirtieron 1,462,683.1
miles de pesos, 12.9% más y se obtuvieron 266 mmpcd, 30.5% menos en producción, con
respecto a los contratos tradicionales.
La disponibilidad de gas natural no asociado del Proyecto Integral Burgos en 2010 fue de
1,478.4 mmpcd, y se distribuyó de la manera siguiente:
Denominación
DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL NO ASOCIADO EN EL ACTIVO INTEGRAL BURGOS, 2010
(Millones de pies cúbicos diarios)
Disponibilidad de gas natural no
asociado
A Pemex Gas y Petroquímica Básica
(PGPB)
1,478.4
A plantas 912.8
Directo a ductos 514.3
1,427.1
Activo Integral Burgos Encogimiento en compresión y transporte 6.0
Usado en operación 46.6
Empaque neto menos los vapores de condensados 0.1
Residual de PGPB (1.4)
FUENTE: Balance de gas natural no asociado del Activo Integral Burgos proporcionado por PEP.
51.3
El volumen de producción de gas natural no asociado del Activo Integral Burgos de 1,478.4
mmpcd reportado en los informes institucionales de Petróleos Mexicanos (PEMEX) coincidió
con el consignado por pozo y campo en el Sistema Nacional de Integración de la Producción
de PEP.
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Se compararon las actividades principales programadas para 2010 en el Programa Operativo
Anual de PEP de ese año, con lo presentado en la Memoria de Labores de PEMEX de 2010,
así como en los reportes de la base de datos institucional, y en los reportes de detalles
mensuales de datos reales de la Región Norte de PEP, con los resultados siguientes:
PRINCIPALES METAS DEL PROYECTO INTEGRAL BURGOS, 2010
Real
Concepto Unidad Programa
COPF Tradicionales Total
Diferencia
Cumplimiento
%
Producción de gas natural no asociado mmpcd 1,601.2 606.2 872.2 1,478.4 122.8 92.3
Estudios de sísmica 2D Km 2,300.0 0 2,325.8 2,325.8 ‐25.8 101.1
Estudios de sísmica 3D km 2 1,700.0 506.0 0 506.0 1,194.0 29.8
Pozos exploratorios núm. 27.0 5.0 12.0 17.0 10.0 63.0
Pozos de desarrollo núm. 322.0 185.0 59.0 244.0 78.0 75.8
Terminación de pozos exploratorios núm. 27.0 5.0 14.0 19.0 8.0 70.4
Terminación de pozos de desarrollo núm. 315.0 191.0 61.0 252.0 63.0 80.0
Intervenciones mayores núm. 258.0 32.0 276.0 308.0 ‐50.0 119.4
Intervenciones menores núm. 354.0 0 476.0 476.0 ‐122.0 134.5
Total de actividades
FUENTE:
Programa Operativo Anual de PEP y Memoria de Labores de PEMEX de 2010, reportes de la base de datos
Institucional de PEMEX y reportes de detalles mensuales de datos reales de la Región Norte de PEP.
PEP informó las causas de las variaciones en el cumplimiento de las metas, las principales se
presentan a continuación:
‐ Producción de gas natural no asociado
En 2010 se programó obtener 1,601.2 mmpcd, pero se obtuvieron 1,478.4 mmpcd, el
92.3%, por las razones siguientes:
• Menor producción por falta de trabajos de terminación de pozos y de supervisión en
la operación de pozos por condiciones de inseguridad.
• Cierre de pozos por efectos del huracán “Alex”, en junio y julio.
PEP informó que para contrarrestar lo anterior, incrementó las reparaciones menores con el
fin de eficientar la producción base y realizó un mayor número de intervenciones mayores
respecto de las programadas, con el fin de mantener la producción incremental.
‐ Estudios de sísmica 3D
El incumplimiento se debió a que en el estudio Norte de Alondra 3D de la Cuenca de Burgos
se programó la adquisición de 600 km 2 , y su avance fue de 506 km 2 debido al retraso en la
10

Grupo Funcional Desarrollo Económico
entrega de material sísmico por falla mecánica del barco que transportaba los materiales;
además, el estudio Andrómeda‐18 de marzo consideró la adquisición de 1,100 km 2 , pero el
estudio fue diferido para 2011, a fin de darle prioridad al cubo Norte de Alondra 3D.
‐ Perforación de pozos exploratorios
La variación presentada en el cumplimiento de la meta se debió al retraso de los resultados
del estudio integral geológico‐geofísico del bloque Nejo, al diferimiento de los pozos por
cambio de estrategia para perforar pozos con profundidades menores a 3,500 metros, así
como al de los pozos por resultados negativos de pozos vecinos y a conflictos sociales
(inseguridad física del personal), y ajustes presupuestales.
‐ Terminación de pozos exploratorios
El incumplimiento de la meta se debió al retraso de los resultados del estudio integral
geológico‐geofísico en el bloque Nejo, al diferimiento de las intervenciones a los pozos por
ajustes de recursos presupuestales para los contratos de obra pública financiada, y a
conflictos sociales que provocaron inseguridad física del personal.
‐ Perforación de pozos de desarrollo
El cumplimiento de la meta se vio afectado por la ubicación de los pozos en áreas de
conflictos sociales, por los resultados desfavorables en los pozos vecinos, y porque el
levantamiento de información sísmica 3D Magra Sur existente representó demasiados
procesos, lo que la hizo poco confiable, y por el diferimiento de pozos que se encontraban
en bloques de baja productividad.
‐ Terminación de pozos de desarrollo
La variación en el cumplimiento se debió principalmente a la cancelación de pozos por
resultados desfavorables en el yacimiento oligoceno Vickburg, a la baja rentabilidad en el
yacimiento Wilcox, al diferimiento de pozos sujetos al comportamiento de producción de
pozos vecinos, y a que la información sísmica 3D en el área Magra Sur estaba en proceso de
validación.
‐ Reparaciones mayores
El incremento se debió a que se intervinieron pozos por presentarse situaciones de
abatimiento y baja productividad a nivel del yacimiento Wilcox 3; también se intervinieron
pozos con bajos gastos a nivel de yacimiento Eoceno Jacson y Paleoceno Mydway.
‐ Reparaciones menores
Se incrementaron debido a la incorporación de sistemas artificiales acordes a cada pozo, así
como a la limpieza y optimización de la operación de la tubería de producción para mejorar
las condiciones de flujo.
Véase acción(es):
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐001
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐002
11

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
2. Presupuesto de inversión autorizado y ejercido en el Proyecto Integral Burgos
De acuerdo con el apartado “Estrategia Programática” del Presupuesto de Egresos de la
Federación (PEF) 2010, las actividades de Pemex Exploración y Producción (PEP) están
vinculadas a los compromisos establecidos por el Poder Ejecutivo en el Plan Nacional de
Desarrollo 2007‐2012, mediante tres de los cinco ejes de la política pública: economía
competitiva y generadora de empleos, igualdad de oportunidades y sustentabilidad
ambiental.
El objetivo del primer eje consiste en “Tener una economía competitiva que ofrezca bienes y
servicios de calidad a precios accesibles, mediante el aumento de la productividad, la
competencia económica, la inversión en infraestructura, el fortalecimiento del mercado
interno y la creación de condiciones favorables para el desarrollo de las empresas,
especialmente las micro, pequeñas y medianas”.
Además los objetivos estratégicos de PEP son, entre otros, los siguientes:
Mantener la producción de aceite entre 2.5 y 3.0 millones de barriles diarios (mmbd)
y la de gas entre 5.7 y 7.0 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en promedio de
2010 a 2024.
Mejorar los resultados exploratorios para reponer el 100% de la producción en 2012 y
mantener una relación reserva probada/producción por arriba de 10 años.
Mantener los costos de descubrimiento y desarrollo, así como los de producción en
niveles competitivos.
Mejorar la eficiencia operativa de PEP.
Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial y protección ambiental
para lograr la meta de cero accidentes y ser considerada una empresa limpia.
Mejorar la relación con las comunidades en las que PEP opera.
En el apartado “Análisis funcional programático económico (efectivo)” del PEF 2010, se
reportaron 220,000,000.0 miles de pesos del gasto programable de inversión original
asignado a PEP, distribuido en las actividades institucionales siguientes:
12

Grupo Funcional Desarrollo Económico
Actividad
Institucional
GASTO PROGRAMABLE DE INVERSIÓN ORIGINAL DE PEP
CLASIFICADO POR ACTIVIDAD INSTITUCIONAL
PEF 2010
(Miles de pesos)
Denominación
Gasto de inversión
226 Producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos y
mantenimiento de instalaciones 175,783,873.0
227 Distribución de petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos y
mantenimiento de instalaciones 8,563,758.0
229 Exploraciones para descubrir yacimientos de hidrocarburos 34,035,869.0
230 Entorno ecológico 1,616,500.0
Gasto Programable de inversión autorizado en 2010 220,000,000.0
FUENTE: Reporte “Análisis Funcional Programático Económico (Efectivo)” del Proyecto de Presupuesto de Egresos de la
Federación 2010.
Cada una de las actividades institucionales se integró por diversos programas
presupuestarios, como se muestra a continuación:
Prog
Pres.
K002
PROGRAMAS PRESUPUESTARIOS DE PEP
CORRESPONDIENTES AL GASTO PROGRAMABLE DE INVERSIÓN ORIGINAL, PEF 2010
(Miles de pesos)
Denominación
Actividad Institucional
226 227 229 230
Gasto de
inversión total
Proyectos de
infraestructura económica
de hidrocarburos 174,050,813.0 8,227,328.0 34,035,869.0 1,596,644.0 217,910,654.0
K026 Otros proyectos 1,331,816.0 19,856.0 1,351,672.0
K027 Mantenimiento de
infraestructura 214,478.0 336,430.0 550,908.0
K028 Estudios de preinversión 149,554.0 149,554.0
K029 Programas de adquisiciones 37,212.0 _________ ________ 37,212.0
Total 175,783,873.0 8,563,758.0 34,035,869.0 1,616,500.0 220,000,000.0
FUENTE: Reportes “Análisis Funcional Programático Económico (Efectivo)” y “Programas presupuestarios en clasificación
económica (resumen)” del Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación 2010.
Como parte del programa presupuestario K002 “Proyectos de infraestructura económica de
hidrocarburos”, se registraron 23 proyectos de inversión, con asignación de recursos para
2010, como sigue:
13

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA ECONÓMICA DE HIDROCARBUROS
CON ASIGNACIÓN DE RECURSOS DE INVERSIÓN EN 2010, PEF 2010
(Miles de pesos)
Consecutivo Clave Proyecto
Monto
asignado
1 001 02 001 Proyecto Aceite Terciario del Golfo 21,072,997.1 9.7
2 018 01 016 Integral Jujo‐Tecominoacán 7,272,265.7 3.3
3 020 96 020 Cantarell 46,915,056.0 21.5
4 021 96 021 Burgos 20,301,227.0 9.3
5 0218T4L0039 Reingeniería del Sistema de Recuperación
Secundaria del Campo Tamaulipas – Constituciones 2,149,951.6 1.0
6 038 98 038 Delta del Grijalva 5,832,858.0 2.7
7 039 98 039 Integral Ku‐Maloob‐Zaap 29,477,409.3 13.5
8 069 98 069 Integral Complejo Antonio J. Bermúdez 11,141,055.7 5.1
9 0718TZZ0001 Integral Lakach 576,799.5 0.3
10 089 01 087 Integral Caan 4,534,532.7 2.1
11 093 98 093 Integral Poza Rica 3,204,906.6 1.5
12 094 01 092 Integral Arenque 3,037,370.8 1.4
13 095 01 093 Integral Ayin‐Alux 1,134,308.5 0.5
14 097 01 095 Integral Bellota – Chinchorro 4,266,106.6 2.0
15 098 01 096 Integral Cactus Sitio – Grande 1,951,478.5 0.9
16 099 01 097 Integral Cárdenas 645,253.6 0.3
17 100 01 098 Integral Carmito – Artesa 1,007,921.1 0.5
18 101 01 099 Integral Chuc 6,679,843.9 3.1
19 102 01 100 Integral Ek‐Balam 2,306,244.7 1.1
20 103 01 101 Integral El Golpe ‐ Puerto Ceiba 2,857,728.5 1.3
21 109 01 107 Integral Yaxche 4,806,687.9 2.2
22 321 00 319 Integral Och‐Uech‐Kax 1,263,124.8 0.6
23 322 00 320 Programa Estratégico de Gas 35,475,526.1 16.3
Total 217,910,654.2 100.0
FUENTE: Reportes “Programas presupuestarios en clasificación económica (resumen)” y “Programas y proyectos
de inversión” del Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación 2010.
%
Como se muestra en el cuadro, al inicio de 2010 los recursos autorizados para el Proyecto
Integral Burgos totalizaron 20,301,227.0 miles de pesos.
En el reporte “Programas y proyectos de inversión” del PEF 2010 se indicó que el Proyecto
Integral Burgos, con clave 021‐96‐021, tiene como objetivo materializar el potencial
productivo de la cuenca, maximizando su valor económico mediante la implantación de
programas específicos dirigidos a continuar con el desarrollo de los campos con mayor
reserva; su costo total estimado es de 477,496,047.5 miles de pesos, y la distribución
presupuestal se programó de la manera siguiente:
14

Grupo Funcional Desarrollo Económico
PROYECTO BURGOS
DISTRIBUCIÓN PRESUPUESTAL ESTIMADA
(Miles de pesos)
Flujos estimados:
Importe
• Años anteriores a 2009 64,946,354.4
• 2009 139,067,079.2
• 2010 27,804,237.4
• 2011 24,250,995.2
• 2012 22,028,892.5
• 2013 24,382,175.2
• 2014 en adelante 175,016,313.6
Costo total del Proyecto Integral Burgos 477,496,047.5
FUENTE: Apartado de “Programas y Proyectos de Inversión” del PEF 2010.
De acuerdo con esta información, para 2010 se estimó un flujo presupuestal de
27,804,237.4 miles de pesos, de los cuales al inicio del ejercicio sólo se asignaron
20,301,227.0 miles de pesos. En el transcurso de ese año se autorizaron a Petróleos
Mexicanos y a sus organismos subsidiarios una serie de modificaciones presupuestales, con
las cuales se llegó a un presupuesto definitivo de 32,844,537.0 miles de pesos para el
Proyecto Integral Burgos, superior en 5,040,299.6 miles de pesos, el 18.1%, respecto al
presupuesto original.
De acuerdo con las cifras reportadas en el apartado “Proyectos y programas de inversión
concluidos y en proceso por tipos”, de la Cuenta Pública 2010, se ejerció un presupuesto de
32,837,842.4 miles de pesos, el 99.9% del monto autorizado. Conforme a la información
proporcionada por PEP, el monto ejercido se distribuyó en las actividades siguientes:
GASTO DE INVERSIÓN EJERCIDO EN EL PROYECTO INTEGRAL BURGOS (FLUJO)
POR ACTIVIDAD INSTITUCIONAL Y PROGRAMA PRESUPUESTARIO, 2010
(Miles de pesos)
Clave
Actividad Institucional
Programa
Presupuestario
K002
226 Producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y
petroquímicos y mantenimiento de instalaciones 28,811,775.5
227 Distribución de petróleo crudo, gas, petrolíferos y
petroquímicos y mantenimiento de instalaciones 2,797,272.9
229 Exploraciones par
a descubrir yacimientos de hidrocarburos 1,120,407.8
230 Entorno ecológico 108,386.2
Total
32,837,842.4
FUENTE: Base de datos del presupuesto ejercido en el Proyecto Integral Burgos,
correspondiente al ejercicio 2010, proporcionada por PEP.
15

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Como se muestra en el cuadro, el gasto total de inversión ejercido en el Proyecto Integral
Burgos y reportado en la Cuenta Pública 2010 correspondió a partidas registradas
específicamente en el Programa Presupuestario Institucional K002 “Proyectos de
infraestructura económica de hidrocarburos”, distribuido en las actividades institucionales
226, 227, 229 y 230. El registro del gasto de inversión de este proyecto se realizó en los
renglones del gasto siguientes:
GASTO DE INVERSIÓN (EN FLUJO) DEL PROYECTO INTEGRAL BURGOS CLASIFICADO POR RENGLÓN DEL GASTO
PROGRAMA K002 “PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA ECONÓMICA DE HIDROCARBUROS”
(Cifras en miles de pesos)
Renglón
Descripción Gasto total %
del gasto
301 Sueldos, salarios y prestaciones de inversión 876,573.2 2.7%
302 Adquisición de materiales de inversión 660,726.0 2.0%
308 Investigación y desarrollo realizados por el IMP 193,195.3 0.6%
309 Investigación y desarrollo realizados por terceros 817,795.3 2.5%
310 Rehabilitación, modificación y reacondicionamiento
por contrato 2,641,590.2 8.0%
314 Servicios de apoyo a la perforación 23,145,870.5 70.5%
317 Construcción de obras 2,354,561.3 7.2%
318 Adquisición de bienes muebles e inmuebles 195,507.8 0.6%
325 Otros egresos de inversión 741,798.4 2.3%
328 Arrendamientos varios de inversión 537,726.9 1.6%
329 Viáticos y gastos de viaje de inversión 168,998.2 0.5%
332 Pagos de previsión social a personal de inversión 273,152.1 0.8%
333 Incentivos y compensaciones a personal de inversión 203,986.0 0.6%
336 Impuesto sobre nóminas de inversión 26,361.1 0.1%
Total 32,837,842.3 100.0%
FUENTE: Base de datos del presupuesto ejercido en el Proyecto Integral Burgos, correspondiente al
ejercicio 2010, proporcionada por PEP.
El 77.7% del total ejercido se concentró en los renglones 314 “Servicios de apoyo a la
perforación” y 317 “Construcción de obras”; el 21.5% se distribuyó en los 12 renglones de
gasto restantes.
Al respecto, la entidad informó que del monto total ejercido en los renglones 314 y 317,
21,560,525.3 miles de pesos correspondieron a Contratos de Obra Pública Financiada
(COPF) y 3,939,906.5 miles de pesos a contratos tradicionales, como se detalla a
continuación:
16

Grupo Funcional Desarrollo Económico
PRESUPUESTO EJERCIDO EN EL PROYECTO INTEGRAL BURGOS
IDENTIFICACIÓN DE PRESUPUESTO EJERCIDO POR CONTRATOS DE OBRA PÚBLICA FINANCIADA Y TRADICIONALES
(Cifras en Miles pesos)
Renglón
Indicador
Descripción
del gasto COPF Tradicional
Total
ejercido
314 Servicios de apoyo a la perforación 19,395,558.5 3,750,312.0 23,145,870.5
317 Construcción de obras 2,164,966.8 189,594.5 2,354,561.3
FUENTE:
21,560,525.3 3,939,906.5 25,500,431.8
Base de datos de presupuesto ejercido en el Proyecto Integral Burgos durante 2010, identificando lo
correspondiente a Contratos de Obra Pública Financiada, proporcionada por PEP.
De conformidad con el Ejercicio de Cuenta Pública, Inversión Histórica 1997 a 2010 por clave
de proyecto conceptual, la Subgerencia de Recursos de Inversión reportó un monto de
inversión en COPF de 23,431,000.0 miles de pesos en el 2010, cifra que difiere en
1,870,475.7 miles de pesos con lo reportado en los renglones de gasto 314 y 316 ejercidos
por COPF.
Al respecto, la entidad aclaró que la cifra reportada de 2010 en el documento “Inversión
Histórica 1997 a 2010” en el ejercicio 2010 fue estimada, por lo que no fue congruente con
el cierre oficial “Cuenta de la Hacienda Pública Federal de 2010”. Asimismo, proporcionó el
detalle por renglón del gasto de inversión correspondiente a COPF por un monto de
21,560,525.3 miles de pesos.
3. Contratos de Obra Pública Financiada
a) Antecedentes
Dada la complejidad de los yacimientos del Proyecto Integral Burgos, uno de sus principales
retos ha sido la ejecución de un programa intensivo de perforación de pozos que permitiera
producir los volúmenes de gas programados, con lo que se sostendría una plataforma de
producción constante que permitiría la exploración y explotación integral en el área, para lo
cual se requirió un mayor monto de inversión, así que en noviembre de 2001 se aprobó un
cambio de monto y alcance del proyecto con el fin de cubrir totalmente la superficie a
explorar y explotar en ocho lotes de la cuenca, mediante el esquema de Contratación de
Servicios Múltiples, a los que actualmente se les conoce como Contratos de Obra Pública
Financiada (COPF).
La operación de los COPF consistió en la firma de un contrato de obra pública sobre la base
de precios unitarios, mediante el cual se encomienda al contratista un área de trabajo para
que, a su propio costo, ejecute las obras relacionadas con el desarrollo, infraestructura y
mantenimiento de un campo de gas natural, y así entregue la máxima cantidad de gas
natural a PEP.
Al respecto, el organismo señaló lo siguiente:
‐ El esquema contractual cumple con la constitución y las leyes de México.
‐ Los contratistas reciben un pago en efectivo por la ejecución de las obras.
17

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
‐ PEMEX mantiene la propiedad y control de todos los hidrocarburos y las obras
realizadas.
‐ Los principales detonadores de un nuevo esquema de negocios para atraer capacidades
adicionales de ejecución, tecnología y financiamiento son:
• Un esquema para incrementar lo antes posible la oferta de gas natural.
• Las importaciones costosas de gas natural para el país.
• El déficit creciente de gas natural en Canadá, Estados Unidos de América y México.
• El gran potencial de producción de gas natural en México.
• Las capacidades al límite de ejecución y financiamiento.
• El marco regulatorio restrictivo y complejo para la ejecución de proyectos.
• El acceso limitado a nueva tecnología por parte de Petróleos Mexicanos (PEMEX).
‐ El objetivo de los COPF es disponer de un esquema contractual para la ejecución
eficiente de obras públicas, que incrementen las capacidades financieras y de ejecución
de PEMEX, relativas a la producción de hidrocarburos.
b) Marco Jurídico
Los COPF se fundamentan en el artículo 134 de la Constitución Política de los Estados
Unidos Mexicanos, en el cual se establece que las contrataciones deben asegurar al Estado
las mejores condiciones disponibles, considerando las premisas de la Ley Reglamentaria del
Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo en el que se dispone que sólo la nación
llevará a cabo la exploración y explotación y que la remuneración debe ser en efectivo y no
como porcentaje de la producción.
Según el artículo 32, párrafo segundo, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad
Hacendaria, las obligaciones de Proyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto
(PIDIREGAS) tienen prioridad sobre otros proyectos, en tanto los artículos 4, fracción V, 18 y
45 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas establecen los
lineamientos relativos a obras y servicios con programas de ejecución perfectamente
definidos, los modelos de precios unitarios o alzados y los controles basados en
procedimientos estrictos.
El artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública dispone que los proyectos que requieran
financiamientos para su realización, deberán producir los recursos suficientes para su
amortización y las obligaciones que se asuman.
El 13 de noviembre de 2008 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación
modificaciones a la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria que
eliminaron el esquema PIDIREGAS en Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios,
por lo que al inicio de 2009 se registró el efecto acumulado al 31 de diciembre de 2008 de
todas las cuentas relativas a PIDIREGAS. A partir del 1° de enero de 2009 los COPF dejaron
de considerarse PIDIREGAS.
En el cuerpo legal de todos los COPF se hace especial énfasis en que las actividades de
exploración, explotación, elaboración y ventas de primera mano de gas constituyen
actividades reservadas a la nación mexicana de conformidad con la Constitución Política de
18

Grupo Funcional Desarrollo Económico
los Estados Unidos Mexicanos y la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el
Ramo del Petróleo; también se menciona que PEP ejercerá el control y supervisión
permanente de las obras y tomará las decisiones fundamentales y demás decisiones
relativas a éstas.
En esos contratos se señala que los hidrocarburos producidos dentro de cada área de
trabajo serán propiedad exclusiva de PEP, por lo que el contratista no será propietario de la
producción o de las reservas dentro del área de trabajo, y que la contraprestación que
corresponda al contratista conforme a cada contrato se limitará al derecho a recibir en
efectivo la contraprestación y los intereses financieros, y por ende, el contratista no recibirá
porcentajes en los hidrocarburos producidos ni en cualesquiera otros productos de PEMEX y
sus organismos subsidiarios, no participará de forma alguna ni recibirá beneficios derivados
de los resultados de la explotación, ni será propietario de los activos fijos ubicados en el
área de trabajo.
c) Licitación y Adjudicación de los COPF
PEP informó que la licitación y adjudicación de las obras sujetas al esquema COPF se
realizaron conforme a lo dispuesto en los artículos 134 de la Constitución Política de los
Estados Unidos Mexicanos; 3, fracciones I, II y VIII, 27, fracción I, 28, 30, fracción II, inciso b,
penúltimo párrafo, y 38 de la Ley de Obras Públicas y Servicios relacionados con las mismas,
y los tratados internacionales celebrados por el Gobierno Federal de México mediante
licitación pública internacional. PEP señaló que el proceso se efectuó en tres rondas, la
primera en el 2004, en el que se adjudicaron los bloques Reynosa‐Monterrey, Misión,
Cuervito, Fronterizo y Olmos; la segunda, en 2005 y en éste se adjudicaron los bloques
Pandura‐Anáhuac y Pirineo, y la tercera ronda en 2007, cuando se adjudicaron los bloques
Nejo y Monclova.
d) COPF celebrados en ejercicios anteriores y vigentes en 2010
Desde la autorización de este esquema de contratación y hasta 2010, PEP celebró 10 COPF;
sin embargo, el 12 de mayo de 2008 mediante dictamen de terminación anticipada emitido
por la Coordinación de Operación de Contratos adscrita a la Administración del Activo
Integral Burgos, se formalizó la conclusión anticipada del contrato núm. 414104976
celebrado entre PEP y las empresas contratistas Industrial Perforadora de Campeche, S.A.
de C.V., y Desarrollo y Servicio Petrolero, S.A. de C.V., por el bloque “Pandura‐Anáhuac” el 9
de diciembre de 2004.
En el dictamen de terminación anticipada se señala que se debió principalmente a que no
existían elementos para asegurar la viabilidad económica y financiera de las obras sujetas a
ese contrato y de haber continuado con la ejecución bajo las condiciones legales, técnicas,
económicas y financieras, estipuladas en el mismo, no generarían los recursos suficientes
para su amortización ni para el pago de las obligaciones asumidas por virtud del contrato.
En ese dictamen el contratista informó que la baja productividad de los pozos, así como los
pequeños volúmenes de gas a drenar se debió a que la alta compartamentalización de los
yacimientos y con factores de recuperación con tiempos de producción mayores a 20 años,
19

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
impiden una amortización adecuada de las obras que serán ejecutadas, ya que no se
generan los recursos económicos suficientes para recuperar las futuras inversiones.
La explotación y exploración total de la superficie que cubre la Cuenca de Burgos se efectúa
mediante un esquema de contratación de servicios múltiples en ocho bloques de la cuenca,
de conformidad con lo establecido por el Consejo de Administración de PEP en 2001.
Durante 2010 el Activo Integral Burgos mantuvo vigentes 9 COPF, de los cuales, 8 se
asignaron a un bloque específico de las cuencas de Sabinas y Burgos con el fin de ejecutar
obras de desarrollo, infraestructura y mantenimiento en dichas áreas de trabajo, y el
noveno contrato, el núm. 424048801, se celebró con Dowell Schlumberger, S.A. de C.V.,
pero no fue asignado a ningún bloque en particular, ya que su objeto fue la ejecución de
obras de perforación e infraestructura para el desarrollo de campos de gas no asociado en la
cuenca de Burgos.
Al respecto, PEP informó que dicho contrato no constituye un bloque difiriendo de los COPF
(en su modalidad de bloques), precisamente porque éstos tienen de origen su delimitación
territorial (área de trabajo) donde los contratistas llevan a cabo la ejecución de las obras
objeto de los mismos. Además, que el contrato Burgos VII es un COPF, pero no constituye
un bloque, tal como se puntualiza en la cláusula 2 del mismo, la ejecución de las obras se
llevará a cabo en la Cuenca de Burgos; sin embargo, el ámbito territorial para la ejecución de
las obras relativas a este contrato, está fuera de las áreas de trabajo correspondientes a los
bloques.
También señaló que en los contratos de los bloques está estipulado que “PEP no celebrará
otros contratos con terceros cuyo objeto sea el de este contrato”, y señala además, que PEP
tendrá el derecho irrestricto e irrenunciable de continuar realizando todo tipo de
actividades operativas y de ejecutar obras en el área de trabajo, restringiendo ese derecho a
actividades efectuadas exclusivamente por personal de PEP, siempre y cuando se notifique
al contratista con por lo menos 15 días de anticipación a fin de evitar provocar la mínima
interferencia con las actividades del mismo. Por lo tanto la ejecución de las obras previstas
en el contrato “Burgos VII”, no pueden llevarse a cabo dentro de las áreas de trabajo de los
bloques.
En la Memoria de Labores 2010 1 de PEMEX se informó que: De 2003 a 2010 se celebraron
nueve contratos para ejecutar obras y servicios necesarios para la producción de gas natural
en distintas áreas (bloques) de la Cuencas de Burgos y Sabinas. Sin embargo, en 2008 el
organismo celebró el contrato núm. 424048801, que también es un COPF, pero no fue
incluido en la memoria. El detalle de los contratos vigentes en 2010 se presenta a
continuación:
1 Documento por medio del cual PEMEX informa a la comunidad petrolera, académicos y público en general, de sus principales
resultados operativos, financieros y presupuestales.
20

Grupo Funcional Desarrollo Económico
Bloque
Reynosa
Monterrey
Núm. de
contrato
CONTRATOS DE OBRA PÚBLICA FINANCIADA VIGENTES EN 2010
(Miles de dólares)
Contratista
Firma del
contrato
Vigencia
Extensión
Inicio Término Km 2
Monto del
contrato
Cuenca
414103990 Repsol Exploración
México, S.A. de C.V. 14/11/03 09/01/04 08/01/24 444 2,437,196.3 Burgos
Misión 414103997 Servicios Múltiples
de Burgos, S.A. de
C.V. 28/11/03 09/01/04 08/01/24 1,514 1,035,579.6 Burgos
Cuervito 414103994 Ptd Servicios
Múltiples, S. de R.L.
de C.V. 21/11/03 09/01/04 08/01/19 231 260,071.9 Burgos
Fronterizo 414113808 Ptd Servicios
Múltiples, S. de R.L.
de C.V. 08/12/03 09/01/04 08/01/19 231 264,977.5 Burgos
Olmos 414104806 Lewis Energy
México, S. de R.L. de
C.V. 09/02/04 20/02/04 19/02/19 358 343,573.5 Burgos
Pirineo 414105826 Monclova Pirineos
Gas, S.A. de C.V. 23/03/05 18/04/05 17/04/20 3,840 645,295.5 Sabinas
Monclova 424507809 Gpa Energy, S.A. de
C.V. 20/04/07 02/05/07 01/05/22 3,358 433,501.2 Sabinas
Nejo 424507806 Iberomericana de
Hidrocarburos, S.A.
de C.V. 03/04/07 02/05/07 01/05/22 1,165 1,916,180.8 Burgos
Burgos VII 1 424048801 Dowell
Schlumberger de
México, S.A. de C.V.,
en proposición
conjunta con Ofs
Servicios, S.A. de
C.V. 12/03/08 12/05/08 11/05/11
1
1,153,551.2 Burgos
FUENTE: Contratos de Obra Pública Financiada y convenios modificatorios, proporcionados por PEP.
1
No asignaron un área de trabajo en específico, opera en localización de acuerdo a las necesidades operativas de PEP
mediante órdenes de trabajo.
Tal como lo establece el artículo 46, fracción VII, de la Ley de Obras Públicas y Servicios
Relacionados con las Mismas, los COPF incluyen la descripción del plazo máximo total para
la ejecución de las obras y a su vez, los plazos se componen de tres fases: desarrollo,
desarrollo y reactivación y recuperación máxima, con una duración máxima de ocho, cinco y
siete años, respectivamente.
Durante la primera fase se ejecutan obras de desarrollo, infraestructura y mantenimiento,
incluyendo prospección sísmica, estimulación, perforación de pozos nuevos, terminación de
pozos, fracturamiento hidráulico, reparación mayor de pozos, abandono de pozos y
abandono de infraestructura, en la totalidad del área de trabajo, incluyendo los campos y la
zona de expansión.
En la fase de desarrollo y reactivación se ejecutan el mismo tipo de obras que en la primera
fase, únicamente se adiciona la perforación de pozos nuevos en el área de trabajo.
21

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
En la fase de recuperación máxima se ejecutan obras de desarrollo, infraestructura y
mantenimiento, que incluyen únicamente la reparación mayor y abandono de pozos, así
como el abandono de infraestructura; en el entendido de que no tendrá la obligación de
hacer prospección sísmica, perforar pozos nuevos o construir infraestructura nueva.
Las obras de desarrollo se constituyen de servicios geológicos y geofísicos, de ingeniería,
construcción y reparación de caminos de acceso, preparación de las localizaciones,
perforación, terminación, estimulación y reparación mayor de pozos y construcción de
líneas de recolección.
En las obras de infraestructura se incluyen la construcción y reparación de caminos de
acceso, la preparación de los lugares necesarios para la infraestructura, la construcción e
instalación de compresores y medidores, gasoductos y cualquier planta o equipo para el
acondicionamiento del gas y control de puntos de condensación.
Las obras de mantenimiento consisten en las actividades para la conservación de pozos,
instalaciones de deshidratación, líneas de recolección, sistemas de monitoreo de
supervisión de operaciones; medición de gas y condensados; mantenimiento de equipos
complementarios; actividades y servicios necesarios en materia ambiental de las obras,
incluyendo limpieza de sitios, estudios ambientales y abandono de pozos productivos e
infraestructura.
Los ocho contratos que ejecutan trabajos en los bloques Fronterizo, Cuervito, Misión,
Monclova, Nejo, Olmos, Pirineo y Reynosa Monterrey tienen como objeto llevar a cabo, en
el área asignada, la ejecución de las obras relacionadas con el desarrollo, infraestructura y
mantenimiento de campos de gas no asociado, a fin de incrementar y mantener la
capacidad de entrega de gas del área de trabajo y permitir al contratista entregar la máxima
cantidad de gas, en la medida en que sea requerido por PEP, con base en las economías
óptimas de PEP y las buenas prácticas de la industria del petróleo. La única contraprestación
pagadera al contratista por incrementar y mantener la capacidad de entrega de gas del área
de trabajo, y por entregar el gas solicitado por PEP, serán en pagos en efectivo.
En el caso del contrato 424048801 “Burgos VII” celebrado con Dowell Schlumberger, S.A. de
C. V., el “área de trabajo” definida en la cláusula 1 y Anexo "A" incluye todos los campos
contenidos en la cuenca de Burgos, localizada en los estados de Nuevo León y Tamaulipas,
misma que comprende un área Oriental, un área Central y un área Occidental; y tanto la
cláusula 2 como la cláusula 5.1.1 estipulan que el objeto de dicho contrato es la ejecución
de obras de perforación e infraestructura para el desarrollo de campos de gas no asociado
en la Cuenca de Burgos.
A continuación, se presenta la producción histórica de gas natural obtenida por COPF:
22

Grupo Funcional Desarrollo Económico
Año
Reynosa‐
Monterrey
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR BLOQUE
(Millones de pies cúbicos diarios)
Misión Cuervito Fronterizo Pandura‐
Anáhuac
Pirineo Olmos Monclova Nejo Total
2005 19.8 42.6 19.2 9.8 8.2 2.6 ‐ ‐ ‐ 102.2
2006 37.8 50.2 17.2 10.5 16.9 5.1 ‐ ‐ ‐ 137.7
2007 45.3 61.7 18.3 11.4 17.9 5.8 ‐ 14.4 14.6 189.4
2008 44.6 70.8 19.9 12.3 7.6 12.7 ‐ 48.3 39.8 256.0
2009 41.0 110.8 25.5 16.4 ‐ 32.5 0.8 100.5 80.4 407.9
2010 42.8 123.5 27.5 18.1 ‐ 38.9 0.6 88.7 129.9 470.0
FUENTE: Reporte de producción por COPF proporcionado por PEP y Memoria de Labores, 2010 de PEMEX.
En el 2010 la producción de gas natural de los bloques obtuvo un promedio de 470.0
millones de pies cúbicos diarios, 15.2% superior de la obtenida en el año previo. Además, de
2005 a 2010 la producción se incrementó.
e) Programa Anual de Trabajo
Cada contrato cuenta con un Programa Anual de Trabajo (PAT), en el cual se incluyen las
actividades que se realizarán durante el año. En los contratos se establece que cada
trimestre el contratista y la Coordinación de Operación de Contratos de la Dirección de la
Administración del Activo Integral Burgos de PEP revisarán el PAT con el fin de proponer
modificaciones al plan inicial, por lo que dentro de los treinta días siguientes de recibir el
PAT la gerencia debe de aprobar, rechazar o proponer modificaciones.
Los ocho contratos asignados a los bloques del Activo Integral Burgos contaron con las
aprobaciones trimestrales de las modificaciones a sus PAT. Para diferenciar los PAT
trimestrales se etiquetan para cada año, como versión 0, 1, 2, 3 y 4; la versión 0 se realizó en
septiembre de 2009 y posteriormente cada trimestre de 2010 se realizó una versión.
A continuación se presenta un comparativo de la producción programada para 2010 en los
PAT versión 1 (elaborado en diciembre 2009) y la versión 4 (elaborado en septiembre de
2010), con la producción real:
23

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Real
Programado
Versión 1
CUMPLIMIENTO DE LAS METAS DE PRODUCCIÓN EN 2010
(mmpcd)
Diferencia
Cumplimiento
(%)
Programado
Versión 4
Diferencia
Cumplimiento
(%)
Reynosa‐
Monterrey 42.8 41.7 ‐1.1 102.6 43.0 0.2 99.5
Misión 123.5 122.3 ‐1.2 101.0 118.7 ‐4.8 104.0
Cuervito 27.5 29.1 1.6 94.5 26.7 ‐0.8 103.0
Fronterizo 18.1 18.7 0.6 96.8 17.2 ‐0.9 105.2
Pirineo 38.9 47.9 9.0 81.2 41.6 2.7 93.5
Olmos 0.6 1.0 0.4 60.0 0.6 0.0 100.0
Monclova 88.7 122.6 33.9 72.3 98.4 9.7 90.1
Nejo 129.9 157.8 27.9 82.3 132.8 2.9 97.8
Total 470.0 541.1 71.1 86.9 479.0 9.0 98.1
FUENTE: Programas anuales de trabajo y reportes de producción por bloque proporcionados por PEP.
Con base en las modificaciones a los PAT, para diciembre de 2010 las metas de producción
se cumplieron en montos superiores al 90.0% de lo programado.
Asimismo, en los PAT se precisan las actividades objeto de los contratos que se realizarán
cada año, como las siguientes:
‐ Obras nuevas de desarrollo.
• Adquisición de datos y procesamiento de datos 2D y 3D, localización de pozos,
preparación de terreno, perforación, terminación, estimulación de pozos,
reterminaciones, reparaciones mayores y menores, entre otras.
‐ Obras de infraestructura.
• Gasoductos, gasolinoductos, estaciones de recolección y separación,
compresores, unidades de deshidratación, unidades de estabilización, separador
con medidor, quemador, plantas recuperadoras de azufre, conexión de líneas de
recolección, módulos adicionales de estación de recolección, trampas de diablos,
sistema de manejo de aguas de desecho, equipo de medición, tanques, entre
otras.
‐ Obras de mantenimiento (infraestructura nueva y existente).
• Pozos, líneas de recolección para pozos productores, pozos letrinas, estaciones
de recolección y separación, sistema de manejo de agua de desecho, gasoductos,
compresores, unidades de deshidratación, unidades de estabilización, módulo de
estaciones de recolección, equipos de medición y separación por pozo, central de
compresores, entre otras.
24

Grupo Funcional Desarrollo Económico
A continuación se presenta el cumplimiento de las actividades programadas en los PAT
respecto de las ejecutadas:
Cuervito
Bloque
CUMPLIMIENTO DE ACTIVIDADES DEL PROGRAMA ANUAL DE TRABAJO
(Número de actividades)
Pozo exploratorio Pozos Obras de infraestructura
Obras de mantenimiento 1
Infraestructura nueva Infraestructura existente
Total de
actividades
Programado 0 40 9 98 63 210
Real 0 46 9 100 62 217
% Cumplimiento ‐ 115.0 100.0 102.0 98.4 103.3
Fronterizo
Programado 0 44 25 103 70 242
Real 0 38 9 60 48 155
% Cumplimiento ‐ 86.4 36.0 58.3 68.6 64.0
Olmos
Programado 0 18 3 14 0 35
Real 0 4 0 9 0 13
% Cumplimiento ‐ 22.2 0 64.3 ‐ 37.1
Misión
Programado 3 145 62 259 165 634
Real 1 121 40 264 182 608
% Cumplimiento 33.3 83.4 64.5 101.9 110.3 95.9
Reynosa‐Monterrey
Programado 0 47 23 122 67 259
Real 0 19 19 143 72 253
% Cumplimiento ‐ 40.4 82.6 117.2 107.5 97.7
Pirineo
Programado 3 17 8 37 17 82
Real 1 17 5 35 24 82
% Cumplimiento 33.3 100 62.5 94.6 141.2 100.0
Monclova
Programado 1 20 15 29 57 122
Real 1 17 19 24 29 90
% Cumplimiento 100.0 35.0 126.7 82.8 50.9 73.8
Nejo
Programado 0 160 52 221 18 451
Real 1 159 44 182 157 543
% Cumplimiento ‐ 99.4 84.6 82.4 872.2 120.4
FUENTE:
Programas anuales de trabajo, reportes anuales de mantenimiento a pozos por contrato, actas de recepción parcial
de las obras de desarrollo e infraestructura, generadores para obras de mantenimiento por mes y bloque,
proporcionados por PEP.
1
Las cantidades de las actividades mantenimiento es la suma de los máximos.
Como se muestra en el cuadro, los contratos de los bloques Fronterizo, Olmos, Misión,
Reynosa‐Monterrey y Monclova no alcanzaron a cubrir el 100% de las actividades
programadas en los PAT; PEP no aplicó penalizaciones a los contratistas por incumplimiento
en la ejecución de los PAT en 2010, ni por atraso en el cumplimiento de las fechas
25

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
establecidas para realizar las obligaciones contractuales relacionadas con la ejecución de las
obras, porque de acuerdo con los contratos PEP tiene derecho a aplicar penalizaciones y
penas convencionales cuando existan atrasos por parte del contratista en la ejecución de su
programa anual de trabajo y atrasos en las fechas establecidas para el cumplimiento de las
obligaciones contractuales relacionadas con las ejecución de las obras, por causas
imputables al mismo. Las penalizaciones son:
a) Penalización por incumplimientos en la obligación de trabajo de desarrollo.
Con base a lo dispuesto en las cláusulas de aceleración o reducción en la ejecución
de las unidades de trabajo, se permiten ajustes.
b) Pena convencional por rescisión
En caso de que el contrato se rescinda por incumplimientos del contratista de sus
obligaciones contractuales en la medida en que derive del retraso en la ejecución de
las obras.
Además, en caso de que el contratista no subsane los incumplimientos dentro de los
sesenta días una vez que PEP le notifique los supuestos de incumplimientos, o el contratista
no tome acción directa y continua para subsanar dichos incumplimientos, PEP dará inicio al
procedimiento de rescisión del contrato.
Al respecto, PEP aclaró que en ningún caso ha omitido aplicar las penalizaciones previstas en
los COPF sobre la base de precios unitarios, ya que las penalizaciones estipuladas en los
contratos de la primera y segunda ronda en los que se encuentran los contratos de los
bloques Fronterizo, Olmos y Misión, se encuentran entre otras, la penalización por
incumplimiento de la Obligación de Trabajo de Desarrollo, la cual hasta la fecha, los
contratistas en dichos bloques han ejecutado en tiempo dicha obligación, pero además muy
por encima de la Obligación Mínima de Trabajo estipulada en los propios contratos.
Asimismo, informó que en el caso de los contratos de la tercera ronda en donde se
encuentra el correspondiente al bloque Monclova, además de las penalizaciones
consideradas en los contratos de primera y segunda ronda, se estipuló una penalización por
incumplimiento al PAT (respecto a las obras de mantenimiento, infraestructura y desarrollo
adicionales a la obligación de trabajo de desarrollo), en el caso específico del Bloque
Monclova, no se aplicó la pena convencional en comento, ya que mediante oficio COC‐
2081/2010 del 12 de agosto de 2010, PEP solicitó ajustar su PAT para que considerara
únicamente las Obras de Desarrollo e Infraestructura que se encontraban en ese momento
en ejecución, así como cumplir con la Obligación Mínima de Trabajo prevista en el Contrato,
derivado de limitaciones y de disponibilidad presupuestal.
En los 8 contratos se contó con la aprobación del PAT y sus modificaciones, tal como se
estableció en los COPF.
En los contratos se establecen las obligaciones de trabajo de desarrollo para cada año y
demás relacionadas del contratista, las cuales se contabilizan en unidades de trabajo (es la
cantidad de trabajo que tiene como valor nominal inicial la cantidad que resulta de
multiplicar 10,000 dólares por el factor de integración de los precios unitarios originales). A
26

Grupo Funcional Desarrollo Económico
continuación se presentan las unidades de trabajo contractuales y reales para cada COPF en
2010:
UNIDADES DE TRABAJO CONTRACTUALES REALIZADAS EN 2010
Bloque Contractuales Reales
Reynosa Monterrey 208 355
Misión 899 4,438
Cuervito 764 1,926
Fronterizo 358 1,082
Olmos 385 42
Pirineo 3,000 1,464
Monclova 1,146 3,645
Nejo 5,394 28,459
FUENTE: Documento unidades de trabajo y cálculo de las unidades de trabajo,
proporcionados por PEP.
En los COPF se estipula que puede existir aceleración o reducción en la ejecución de las
unidades de trabajo; por ello la empresa Lewis Energy México, S. de R.L. de C.V., (Bloque
Olmos) solicitó un ajuste en las unidades de trabajo con fundamento en la cláusula 10.6,
inciso b, del contrato, en la que se estipula que en caso de que el contratista ejecute más
unidades de trabajo en un año contractual respecto de las establecidas para dicho año,
podrá acreditar dichas unidades en exceso para reducir la obligación de realizar trabajos
durante el año contractual siguiente. Por lo anterior, PEP aceptó la reducción de unidades
de trabajo.
La compañía Monclova Pirineos Gas, S. de R.L. de C.V., solicitó un ajuste en las unidades de
trabajo con fundamento en las cláusulas 10.6.1 y 10.10.4, párrafo último, del contrato, en
las cuales se estipula que en las revisiones trimestrales del PAT, la Gerencia de Operaciones
de Contratos podrá aprobar una reducción a las unidades de trabajo, siempre que el
contratista haya ejecutado previamente trabajos en exceso a la obligación de trabajo de
desarrollo para ese año. Por lo anterior, PEP aceptó modificar las unidades de trabajo.
Respecto al contrato núm. 424048801 “Burgos VII”, PEP aclaró que el contratista no está
obligado a generar un PAT, y se comprobó que en el contrato no lo estipulan, sin embargo
establecen la existencia de un programa calendarizado de ejecución general de los trabajos
autorizado, el cual contiene el número de pozos que el contratista está obligado a perforar,
conectar y poner en producción durante la vigencia del contrato, mismo que fue
proporcionado por PEP. Al amparo de ese contrato, en 2010 se produjeron 136.0 mmpcd y
se perforaron 133 pozos, de los 136 establecidos en el programa calendarizado, además se
realizaron 506 km 2 de estudio sismológico 3D en el Norte de Alondra, establecidos para
2010 en el programa de ejecución de los trabajos del estudio sismológico Norte de Alondra
3D.
En siete de los ocho contratos revisados se estipula que deben existir garantías de
cumplimiento, por lo que PEP proporcionó copias de las cartas de crédito anual
correspondientes a Reynosa‐Monterrey y Olmos, así como las modificaciones a las cartas de
27

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
crédito de Cuervito, Misión, Fronterizo, Nejo y Monclova, en cumplimiento de los contratos;
asimismo, se constató que la fecha de vencimiento es el 31 de diciembre de 2010.
Para los siete contratos mencionados se verificó que el importe de la carta de crédito anual
fuera por el equivalente al 10% del presupuesto establecido en las autorizaciones del PAT
2010, como se estipuló en los mismos, se constató que el importe sobrepasó dicho
porcentaje, como se muestra a continuación:
CARTAS DE CRÉDITO ANUAL (GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO)
(Miles de dólares)
Reynosa
Monterrey
Misión Cuervito Fronterizo Nejo Monclova Olmos
Presupuesto autorizado del año
2010 8,028.4 95,264.8 11,873.0 14,581.4 99,281.6 51,680.3 7,189.7
Por 10%
Monto estipulado en los oficios
de autorización de los PAT
correspondientes a 2010 802.8 9,526.5 1,187.3 1,458.1 9,928.2 5,168.0 719.0
Monto de la carta de crédito
emitida por institución bancaria 5,200.0 19,116.3 3,700.0 4,000.0 16,270.7 6,320.8 3,200.0
Variación (monto) 4,397.2 9,589.8 2,512.7 2,541.9 6,342.5 1,152.8 2,481.0
Variación (%) 548 101 212 174 64 22 345
FUENTE:
Oficios de autorizaciones de los PAT trimestrales, cartas de crédito y modificaciones a las cartas de crédito,
proporcionados por PEP.
Los montos de las cartas de crédito tienen variaciones que van de 64% a 548%, lo cual
resulta favorable para PEP debido a que la garantía de cumplimiento es mayor a lo
estipulado en los contratos; en caso de que tuviera que hacerse efectiva, de acuerdo al
contrato, solo podrían hacerse por el 10% del monto presupuestal asignado en el PAT.
Al respecto, PEP informó que los contratistas de los COPF sobre la base de precios unitarios
en los Bloques Reynosa‐Monterrey, Misión, Cuervito, Fronterizo, Nejo, Monclova y Olmos,
cumplieron con la obligación de garantizar sus obligaciones previstas en el PAT para el 2010,
ya que entregaron una garantía, de conformidad con lo estipulado en la cláusula 24.2 ó 12.2
según corresponda, es decir, el monto del presupuesto autorizado en el PAT, incluye las
Obras de Desarrollo, Infraestructura y Mantenimiento que cada contratista debe ejecutar en
cada año contractual, tal y como se acredita con los PAT aprobados a los contratistas
mediante oficio.
PEP concluyó que todos los contratistas cumplieron con garantizar sus obligaciones
contractuales. Como se observa de la lectura de los oficios de autorización de los PAT 2010,
se les solicitó garantizar por el monto del presupuesto autorizado en los mismos, y es el
caso, que algunos contratistas no observaron dicha disposición y presentaron su garantía
por un importe mayor al solicitado. Asimismo, aclaró que no existe impedimento
contractual alguno para no admitir una garantía por un porcentaje superior a lo establecido
en las cláusulas 24.2 y 12.2, según corresponda.
28

Grupo Funcional Desarrollo Económico
En el caso del contrato de Pirineo el contratista no tuvo la obligación de entregar la carta de
crédito anual, ya que para 2010 se encontraba en la segunda etapa de desarrollo y la carta
de crédito se debe entregar posterior a la fase de desarrollo.
Finalmente, la estructura de los contratos núms. 414103990, 414103997, 414103994,
414113808, 414104806, 414105826, 424507809, 424507806 y 424048801 cumplió con los
requisitos establecidos en el artículo 46 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados
con las Mismas.
f) Esquema de pagos de COPF
Los esquemas de pago para las obras de desarrollo e infraestructura de los COPF consisten
en un financiamiento a 48 meses, 40% el primer año, 30% el segundo, 20% el tercero y 10%
el último año. Los pagos anuales incluyen amortización, intereses y gastos de operación.
De conformidad con los nueve contratos de obra pública financiada revisados, las obras
realizadas bajo ese esquema de financiamiento deben recibir el pago sobre la base de
precios unitarios, sujetándose a lo dispuesto en el artículo 45, fracción I, de la Ley de Obras
Públicas y Servicios relacionados con las Mismas.
En los nueve COPF revisados, los precios unitarios originales ofertados por el contratista
fueron incluidos en su propuesta económica. El precio unitario original de cada una de las
categorías incluidas en los anexos de los contratos comprenden los conceptos siguientes:
costo directo e indirecto de cada concepto de trabajo, costo financiero, margen de utilidad y
cargos adicionales.
Conforme a esos contratos, los contratistas de obra pública financiada, sin excepción, se
encuentran sujetos al Límite de Pago Mensual (LPM), a fin de asegurar que el proyecto sea
autofinanciable, de conformidad con el artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública,
garantizar que el flujo de efectivo sea positivo al no permitir pagar más de la capacidad de
entrega y de producción de cada bloque, con lo cual el contratista tiene la posibilidad de
orientar su estrategia a incrementar la capacidad de entrega diaria.
El cálculo del límite se efectúa al disminuir la producción existente a la capacidad de entrega
diaria y el resultado es multiplicado por el precio internacional del gas, en consecuencia, el
límite de pago mensual siempre será directamente proporcional a los volúmenes de
entregas y de producción de gas natural no asociado. En el supuesto de que los pagos
programados sean mayores al LPM, la diferencia se acumula para el año siguiente, el monto
total no cambia, sólo se ajusta el calendario de pagos.
PEP informó que los precios unitarios máximos establecidos constituyen la única forma en
que PEMEX mitiga riesgos de las propuestas económicas e implícitamente consideran el
retorno del capital, el costo de abandono, el desarrollo sustentable, el costo de cobertura y
los costos indirectos por la administración del proyecto.
29

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
g) Recursos ejercidos en 2010 por Contratos de Obra Pública Financiada
Durante 2010, PEP erogó en el Proyecto Integral Burgos un total de 32,762,294.9 miles de
pesos por conceptos relacionados con los COPF, de los cuales 21,560,525.3 miles de pesos
fueron reportados en el Gasto Programable de Inversión y 11,201,769.6 miles de pesos en el
Gasto no Programable. La integración presupuestal es la siguiente:
FUENTE:
PROYECTO INTEGRAL BURGOS
GASTO TOTAL EJERCIDO POR COPF, 2010
(Miles de pesos)
Renglón Descripción Importe Total
Gasto programable
314 Servicios de apoyo a la perforación 19,395,558.5
317 Construcción de obras 2,164,966.8
Suma 21,560,525.3
Gasto no programable
475 Amortización 8,934,556.1
460 Intereses 122,181.2
204 Mantenimiento 2,145,032.3
Suma 11,201,769.6
Gasto total ejercido por COPF 32,762,294.9
Base de datos de presupuesto ejercido en el Proyecto Integral Burgos durante 2010 y base de
datos de pagos de COPF 2010.
Los registros presentados en los renglones 314 y 317 del gasto programable por
21,560,525.3 miles de pesos se integran de adquisiciones de activo fijo, tales como pozos,
instalaciones de producción y ductos, así como servicios de estudios de sísmica.
Los 11,201,769.6 miles de pesos pagados por concepto de amortización, intereses y
mantenimiento, se integran como sigue:
30

Grupo Funcional Desarrollo Económico
RECURSOS EJERCIDOS POR COPF EN 2010
PROYECTO INTEGRAL BURGOS, 2010
(Miles de pesos)
Contrato Contratista Bloque Amortización Intereses Mantenimiento Total
424048801 Dowell Schlumberger de México, S.A. de C. V. Burgos VII 3,519,958.2 24,326.5 0.0 3,544,284.7
414103997 Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. Misión 1,458,123.2 34,352.9 0.0 1,492,476.1
424507806 Iberoamericana de Hidrocarburos, S.A. de C. V. Nejo 1,373,967.1 12,925.9 753,511.3 2,140,404.3
424507809 GPA Energy, S.A. de C. V. Monclova 1,329,320.1 4,615.1 174,794.5 1,508,729.7
414103990 Repsol Exploración México, S. A. de C. V. Rey‐Mty 462,589.7 7,676.7 398,553.0 868,819.4
414105826 Monclova Pirineos Gas, S. A. de C. V. Pirineos 373,141.9 21,644.3 433,622.4 828,408.6
414113808 PTD Servicios Múltiples, S.de R.L. de C.V. Fronterizo 219,140.1 6,583.3 184,849.6 410,573.0
414103994 PTD Servicios Múltiples, S. de R.L. de C.V. Cuervito 197,667.8 5,896.6 181,583.1 385,147.5
414104806 Lewis Energy México, S. de R. L. de C. V. Olmos 648.0 4,159.9 18,118.4 22,926.3
Total 8,934,556.1 122,181.2 2,145,032.3 11,201,769.6
FUENTE: Integración de pagos efectuados en 2010 por concepto de Contratos de Obra Pública Financiada, que incluye amortización,
intereses y mantenimiento.
Del análisis del soporte documental de los pagos efectuados a los contratistas por concepto
de amortización de deuda de obras de desarrollo e infraestructura, intereses financieros de
obras de desarrollo e infraestructura y trabajos de mantenimiento de instalaciones nuevas y
existentes, se detectó que en 22 facturas emitidas por Servicios Múltiples de Burgos, S. A. de
C. V., la tasa del Impuesto al Valor Agregado (IVA) es variable, se aplicaron tasas de IVA del
10, 11, 15 y 16%.
Al respecto, la entidad informó que el contratista Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V.,
presentó facturas con diferentes porcentajes de IVA previstos en la Ley del Impuesto al
Valor Agregado, ya que el área de trabajo del bloque Misión se encuentra tanto dentro
como fuera de la franja fronteriza, por lo que, las facturas presentadas por el contratista,
cumplen con lo previsto en el artículo 2 de dicha ley.
Adicionalmente, la entidad proporcionó el plano del área de trabajo del Bloque Misión, en el
que se muestra la franja fronteriza así como los nombres de las estaciones y la ubicación de
cada uno de los pozos de los campos Arcabuz, Santa Anita, Huemul y Cheche que fueron
facturados considerando una tasa de IVA del 16%. Sin embargo, se observó que en el caso
de los pozos Arcabuz 415, 416, 423, 425 y 450, así como Santa Anita 302, que se encuentran
ubicados dentro de la franja fronteriza, las estimaciones fueron calculadas con IVA del 11%,
debiendo ser del 16%, por lo que el contratista cobró de menos a PEP un monto de 183.1
miles de dólares que al tipo de cambio del 31 de diciembre del 2010 se estima en 2,262.6
miles de pesos.
Véase acción(es):
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐003
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐004
31

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
4. Costo de Producción Proyecto Integral Burgos
Por definición general, el costo de ventas representa el monto de los distintos recursos
como la materia prima, la mano de obra y los gastos indirectos que intervienen en la
adquisición o producción de bienes o servicios.
De acuerdo con el Estado de Resultados del ejercicio 2010, el costo de ventas del gas natural
no asociado del Activo Integral Burgos ascendió a 30,537,917.4 miles de pesos, el 93.6% del
total de las ventas por 32,611,100.1 miles de pesos, monto integrado como sigue:
COSTO DE VENTAS
ACTIVO INTEGRAL BURGOS, 2010
(Miles de pesos)
Concepto Importe %
Operación de campos 30,528,279.3 100.0
Depreciaciones 895,318.1
Amortizaciones 17,145,471.8
Reserva Laboral 2,525,771.3
Gastos de operación 9,961,718.1
Mano de obra 760,054.5
Adquisiciones 26,157.7
Reparación y conservación 1,668,581.1
Servicios Generales 149,158.9
Gas usado en operación 365,917.1
Gastos de inversión no capitalizables 942,424.7
Previsión para juicios en proceso 52,124.4
Reserva de protección ambiental (113,996.1)
Mantenimiento no capitalizable 2,821,874.6
Gastos de Exploración 2,446,298.5
Gastos de perforación y pozos no exitosos 843,122.7
Compras interorganismos 299,900.2 1.0
Productos usados en operación ‐365,917.2 ‐1.2
Variación de Inventarios 75,655.1 0.2
Costo de Ventas 30,537,917.4 100.0
FUENTE: Reporte de costos de producción del Activo Integral Burgos del ejercicio 2010.
a) Indicadores de Costos de Producción de PEP
En Pemex Exploración y Producción (PEP) el costo de producción incluye las erogaciones
directas e indirectas asociadas a la extracción de aceite y gas, así como el mantenimiento de
instalaciones y pozos. El costo unitario de producción de gas natural no asociado resulta de
32

Grupo Funcional Desarrollo Económico
dividir el total de gastos entre la producción total, expresada en términos de crudo
equivalente (suma de volúmenes de aceite y gas convertidos a crudo equivalente).
Al 31 de diciembre de 2010, el Activo Integral Burgos determinó un total de 24,498,674.8
miles de pesos como gasto total de producción, de los cuales 6,669,770.8 miles de pesos
fueron reportados como Indicador del Costo de Producción mismo que sirvió para
determinar el costo unitario de producción de 4.78 dólares por barril de petróleo crudo
equivalente (dls/bpce), su integración es la siguiente:
INDICADOR DE PRODUCCIÓN DEL EJERCICIO 2010
INTEGRACIÓN POR CONCEPTO
PROYECTO INTEGRAL BURGOS
(Miles de pesos)
Concepto Importe %
Mantenimiento 3,205,084.7 48.1%
Mano de obra 688,817.4 10.3%
Materiales 3,427.9 0.1%
Servicios generales 1,725,770.1 25.9%
Compras, productos petrolíferos 138,614.9 2.1%
Administración PEP, Región y Activo 143,272.7 2.1%
Reserva laboral 334,309.8 5.0%
Administración del Corporativo 199,850.5 3.0%
Servicios corporativos 185,504.1 2.8%
Otros 45,118.7 0.7%
Indicador del Costo de Producción 6,669,770.8 100.0%
Depreciaciones 17,145,470.4
Amortizaciones 683,433.5
Total 24,498,674.8
FUENTE: Base de datos del gasto de producción del Activo Integral Burgos
De acuerdo con la práctica internacional, documentada en el párrafo 25 del Financial
Accounting Standards Board 19 (FASB 19), en la determinación del costo de producción de
hidrocarburos se deben incluir las depreciaciones y amortizaciones, dichos conceptos fueron
excluidos por PEP del cálculo. Al respecto, la entidad aclaró que la depreciación y
amortización no se incluyen en el cálculo del costo de producción, ya que por definición y
conforme a normas y prácticas internacionales, la medición del costo de producción solo
incluye erogaciones en flujo de efectivo, y estos dos conceptos son gastos virtuales que
están asociados a inversiones en activo fijo de años anteriores y reconocen la pérdida de
valor en libros de los activos por su uso a un periodo determinado.
Adicionalmente, señaló que la norma establecida por el Financial Accounting Standards
Board 19 (FASB No. 19) indica que el costo de producción, también denominado lifting cost,
considera el total de costos incurridos en la operación y mantenimiento de pozos, equipos e
infraestructura relacionados con la producción, incluyendo la depreciación y otros costos de
33

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
operación de equipos e infraestructura de soporte, asimismo, se señala que los costos de
producción al final, forman parte del costo total del petróleo y gas producidos. En el párrafo
25 se precisa que la depreciación, la amortización y el costo de producción, forman parte del
costo total de crudo y gas producidos.
Por último, PEP menciona que esta medición del lifting cost, en términos de flujo permite
una comparación más objetiva, al no considerar los conceptos de depreciación y
amortización, ya que cada empresa utiliza diversos métodos contables para depreciar sus
activos. La entidad fiscalizada proporcionó el documento denominado Accounting
Principles for Oil and Gas Producing Companies en el que se precisa que al determinar el
costo utilizando el método contable de esfuerzos exitosos, todos los costos de exploración
son cargados a resultados en el momento en que se incurren, se pagan o en cuanto éstos
generan la obligación de pago.
Cabe mencionar que en los estados financieros al 31 de diciembre de 2010 se indica que el
organismo aplica el método contable de “Esfuerzos Exitosos” para el registro de los gastos
de exploración y perforación de pozos, de acuerdo con el Accounting Standard Codification
932 “Extractive Activities‐Oil and Gas” emitido por el US Financial Accounting Standards
Board, a falta de lineamientos locales para la industria petrolera.
La entidad fiscalizada informó que los costos de producción son reportados de manera
trimestral al Consejo de Administración de Pemex Exploración y Producción (CAPEP), y al
Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos (CAPEMEX); informó que en la Gerencia
de Evaluación de Resultados, adscrita a la Subdirección de Planeación y Evaluación, se
revisaron las actas del CAPEP de 2010 y no se encontraron los informes de los costos
trimestrales de producción del gas natural no asociado del Activo Integral Burgos de ese
año.
Al respecto PEP proporcionó los documentos que forman parte del informe trimestral de la
Dirección General al Consejo de Administración de PEP (CAPEP), se incluye el desempeño
alcanzado en el costo de producción de hidrocarburos del Proyecto Integral Burgos, la
explicación de sus variaciones respecto al programa y periodo del año anterior y tendencia
histórica de últimos cinco años, así como el impacto de tipo de cambio y principales
conceptos de gasto que determinan la variación.
PEP señaló que los indicadores de costos son las agrupaciones de los costos y gastos que
tienen como fin identificarlos con cada uno de los procesos incluidos en la cadena de valor
de PEP y que para realizar este proceso de identificación se adoptaron prácticas
internacionales, se utilizaron los registros contables de PEP y se vincularon los gastos de
operación a cada uno de los procesos de exploración, desarrollo, producción, transporte y
comercialización.
Asimismo, informó que durante el proceso de exploración se realizan actividades
relacionadas con la identificación, localización y perforación de áreas que pueden contener
reservas de aceite y gas; el proceso de desarrollo incluye actividades para acceder a reservas
probadas de hidrocarburos y proveer instalaciones y equipo para su extracción, tratamiento,
recolección y almacenamiento. Durante el proceso de producción se opera y se da
34

Grupo Funcional Desarrollo Económico
mantenimiento a los pozos con sus equipos e instalaciones relacionadas. En el caso del
proceso de transporte y comercialización, se opera y se da mantenimiento a ductos,
tanques, plantas, estaciones e instalaciones relacionadas al transporte y la comercialización
de hidrocarburos.
La entidad refirió también que en cuanto a las agrupaciones de costos sobre los procesos
descritos, el costo de descubrimiento incluye los procesos de exploración y desarrollo; en
tanto, el costo de producción incluye el proceso del mismo nombre, y el costo de
transporte, los procesos de transporte y comercialización.
Los indicadores de costos determinados en las cuatro regiones de PEP durante 2010 se
muestran a continuación:
Región
INDICADORES DE COSTOS DE PEP, 2010
(Miles de pesos)
Indicadores de Costos
Descubrimiento Desarrollo Producción Transporte Total
Marina Noreste 1,354,310.4 51,330,066.7 35,327,697.1 7,012,074.5 95,024,148.7
Marina Suroeste 15,260,573.5 23,958,772.5 14,220,189.5 3,523,028.1 56,962,563.6
Norte 7,504,777.3 67,391,818.8 18,639,191.9 2,369,991.1 95,905,779.1
Sur 10,082,631.0 32,554,256.8 22,467,496.1 3,039,481.3 68,143,865.2
Total PEP 34,202,292.2 175,234,914.8 90,654,574.6 15,944,575.0 316,036,356.6
FUENTE: Reporte de costos del ejercicio 2010 clasificado por indicadores y regiones de PEP, proporcionado por la
Gerencia de Evaluación de Resultados, adscrita a la Subdirección de Planeación y Evaluación.
La Gerencia de Evaluación de Resultados de la Subdirección de Planeación y Evaluación de
PEP proporcionó la integración global de los costos por indicadores y regiones de enero a
diciembre de 2010, en donde se muestra que el Proyecto Integral Burgos presentó
39,134,642.9 miles de pesos, cifra que difiere en 8,596,725.5 miles de pesos del costo de
ventas reportado en el Estado de Resultados del Proyecto Integral Burgos del ejercicio
2010 por 30,537,917.4 miles de pesos.
A este respecto la entidad aclaró que una de las principales diferencias se debe a que en
costos de hidrocarburos, los egresos del año en desarrollo son capitalizables y susceptibles
de amortizarse y depreciarse en el futuro, mientras que en el costo de ventas se reconoce la
depreciación y amortización de inversiones realizadas en años anteriores y capitalizables en
activo fijo de la empresa; además señaló que otra diferencia se debe a que en costos, los
recursos asignados a las actividades de exploración se reconocen independientemente del
resultado que generen, mientras que en el costo de ventas se revelan los gastos de
exploración y el impacto del valor de pozos que no fueron exitosos. Finalmente, indicó que
en el cálculo del costo de ventas se incorpora además de la reserva laboral operativa, la
reserva laboral financiera, mientras que en costos sólo se considera la reserva laboral
operativa, además de que en costos no se incorpora el concepto de variación de inventarios
y productos usados en operación. Con lo anterior, la integración de la diferencia entre el
costo de ventas y el indicador de costos del Activo Integral Burgos queda como sigue:
35

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
INTEGRACIÓN DE DIFERENCIA EN EL COSTO DEL ACTIVO INTEGRAL BURGOS
(Miles de pesos)
Indicadores de
Concepto
Costo de Ventas
Costos
Variación
Depreciación y amortización 18,040,800.0 28,637,100.0 10,596,300.0
Gastos de exploración y pozos no exitosos 3,289,417.4 3,827,742.9 538,325.5
Gasto de operación, variación de inventarios,
reserva laboral y otros gastos 9,207,700.0 6,669,800.0 (2,537,900.0)
30,537,917.4 39,134,642.9 8,596,725.5
FUENTE: Nota informativa proporcionada por la entidad fiscalizada, en atención a los resultados finales.
También se identificaron los porcentajes de contribución del Activo Integral Burgos en los
totales reportados en la Región Norte, como se muestra a continuación:
NIVELES DE CONTRIBUCIÓN DE LOS INDICADORES DE COSTOS DE BURGOS EN PEP, 2010
(Miles de pesos)
Indicadores de costos
Descubrimiento Desarrollo Producción Transporte Total
Región Norte 7,504,777.3 67,391,818.8 18,639,191.9 2,369,991.1 95,905,779.1
Activo Integral Burgos 3,827,727.2 28,637,144.8 6,669,770.9 0.0 39,134,642.9
% 51.0 42.5 35.8 0.0 0.41
FUENTE: Reporte de costos del ejercicio 2010 clasificado por indicadores y regiones de PEP, proporcionado por la Gerencia de
Evaluación de Resultados, adscrita a la Subdirección de Planeación y Evaluación.
A fin de comprobar que los gastos de producción registrados en el Proyecto Integral Burgos
correspondieron a eventos efectivamente realizados, se comparó la base de datos del
Sistema Integral de Costos (SICO) que opera la Subgerencia de Costos adscrita a la Gerencia
de Recursos Financieros de PEP, que contiene el detalle de los registros en el indicador del
costo de producción de 2010, con los datos reportados en la base de datos de integración
de costos de producción emitida por la Gerencia de Evaluación de Resultados de la
Subdirección de Planeación y Evaluación de PEP. Se comprobó que los campos petroleros y
las cifras control son las mismas en ambas bases; únicamente varían las agrupaciones y la
forma de presentación de la información, lo cual no tiene repercusión en la exactitud de las
cifras.
b) Tendencia del costo de producción del Activo Integral Burgos
De acuerdo con la tendencia que han mostrado los costos de producción del Activo Integral
Burgos desde 2001 hasta 2010, se comprobó que en 2008 se alcanzó el costo unitario de
producción más alto de 6.0 dólares por barril de petróleo crudo equivalente, asimismo hubo
una disminución en el costo en 2009 y 2010, como se muestra a continuación:
36

Grupo Funcional Desarrollo Económico
c) Normativa aplicable
La norma internacional utilizada para determinar los indicadores de costos en PEP es el
Financial Accounting Standards Board Núm. 19 (FASB), y como complemento a esta práctica
la entidad también creó el “Procedimiento administrativo para el cálculo de los indicadores
de costos”, con clave 200‐74000‐PA‐225, normativa interna institucional que establece las
reglas para calificar la información de gastos de toda la entidad.
En ese procedimiento se menciona que durante el proceso de asignación de gastos por tipo
de indicador se realizan varias agrupaciones de la información, la cual se clasifica por tipo de
erogación y se generan grupos de clase de costo, como arrendamiento, compras
interorganismos, corporativo, fletes, investigación y estudios por contrato, materiales,
servicios médicos, mano de obra, modificación, reacondicionamiento y mantenimiento por
contrato, nitrógeno y químicos, servicios de perforación, seguros, servicios varios
contratados a terceros, telecomunicaciones y gastos varios.
También se establece una estructura para los gastos de producción que conforman los
costos, los cuales clasifica en directos y distribuibles.
Los gastos directos surgen cuando la actividad física y su gasto asociado están vinculados
directamente a un campo petrolero y los gastos distribuibles se presentan cuando la
actividad física y el gasto se asocian a un centro de costos, como los centros de activo o
regiones. Dichos gastos son distribuidos entre los campos en función de los diferentes
criterios; por ejemplo para el gasto de producción la distribución se realiza a cada campo
con base en la producción de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce), y para el gasto
de descubrimiento y desarrollo, la distribución se realiza a cada campo o proyecto con base
en el gasto total programable, sin considerar los gastos relacionados con la amortización,
depreciación, telecomunicaciones, reserva laboral, gastos corporativos y servicios médicos.
37

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
Para determinar los indicadores de costos, además de la normativa descrita, PEP cuenta con
la herramienta informática denominada Sistema Integral de Costos (SICO) mediante la cual
consolida todos los costos incurridos en la operación y mantenimiento de pozos, equipos e
infraestructura relacionados con la producción, incluyendo la depreciación y otros costos de
operación de equipos de infraestructura de soporte, además de los gastos indirectos. Como
parte de su configuración, el SICO ya tiene preestablecidas las reglas del negocio, de tal
forma que es posible identificar las inversiones y los gastos de operación asociados a cada
una de las fases de la cadena de valor, tipo de actividad e indicador de costo, todo esto a
partir de los registros contables derivados de SAP R/3 y conforme a las prácticas
internacionales aplicables.
5. Presentación del Activo Fijo de Pemex Exploración y Producción y del Activo Integral
Burgos en Estados Financieros al 31 de diciembre de 2010
En sus estados financieros al 31 de diciembre de 2010 Pemex Exploración y Producción
(PEP) reportó 792,329,310.0 miles de pesos de activo fijo, integrado por pozos, ductos,
inmuebles y equipo; dicho monto incluyó su depreciación, amortización y deterioro
acumulados. Al 31 de diciembre de 2010, la integración fue la siguiente:
ACTIVO FIJO DE PEP
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010
(Miles de pesos)
Cuenta Descripción Valor histórico Revaluación Total
1500 Activo fijo 1,111,218,163.5 358,175,770.8 1,469,393,934.3
4000 Depreciación y amortización acum. 406,935,790.5 270,128,833.8 677,064,624.3
Neto 704,282,373.0 88,046,937.0 792,329,310.0
FUENTE: Integración de activo fijo conciliada con los estados financieros de PEP.
De los valores históricos mostrados en el cuadro anterior, 172,672,234.6 miles de pesos de
activo fijo, el 11.7%, y 124,368,362.9 miles de pesos, el 18.4% de depreciación y
amortización acumuladas correspondieron al Activo Integral Burgos.
Los movimientos de activo fijo generados durante 2010 en el Activo Integral Burgos se
muestran a continuación:
Descripción
ACTIVO INTEGRAL BURGOS
MOVIMIENTOS DE ACTIVO FIJO 2010
(Miles de pesos)
Importe
Saldo inicial 156,516,336.4
+ Altas 29,676,209.1
‐ Bajas 1,554,349.1
‐ Traspasos 276,129.3
‐ Deterioro 11,689,832.5
= Total Inversión 172,672,234.6
FUENTE: Integración de Activo Fijo conciliada con los Estados Financieros,
proporcionada por la Gerencia de Recursos Financieros.
38

Grupo Funcional Desarrollo Económico
Los 29,676,209.1 miles de pesos de altas y los 276,129.3 miles de pesos de traspasos
incluyeron 20,056,375.9 miles de pesos y 75,599.2 miles de pesos de registros de Contratos
de Obra Pública Financiada (COPF), respectivamente.
La Subgerencia de Recursos Financieros de la Región Norte informó que el total de activos
fijos adquiridos durante 2010 por medio de COPF ascendió a 21,560,561.3 miles de pesos,
que difieren en 1,504,185.4 miles de pesos de las altas de 20,056,375.9 miles de pesos
referidos en el párrafo anterior. Al respecto la entidad fiscalizada aclaró que la diferencia
determinada corresponde a estudios de sísmica reportados por la Región Norte, los cuales
no son reflejados como activos fijos COPF, ya que conforme a la normatividad vigente “paso
37 de la Matriz Contable Presupuestal COPF No. 14 (IHC)” forman parte de los Gastos de
Exploración.
Normativa aplicable a activo fijo para 2010.
La metodología específica que utiliza PEP para asignar el identificador institucional a los
pozos (IIP) desde su construcción hasta su terminación, se encuentra en el “Procedimiento
administrativo para asignar identificador institucional de pozos”, con clave 200‐75000‐PA‐
022, emitido en marzo de 2011.
Además, mediante el “Procedimiento administrativo para capitalizar bienes inmuebles
adquiridos por construcción (edificios, instalaciones de producción, ductos y plataformas
marinas)”, con clave 200‐74000‐PA‐123, emitido en marzo de 2011, la entidad fiscalizada
definió los lineamientos a seguir para la capitalización de bienes inmuebles en construcción.
Dadas las características de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) y considerando
que esta modalidad de contratación es exclusiva del Activo Integral Burgos, conviene
precisar que en marzo de 2011 PEP hizo oficial la normativa específica para ello mediante el
“Procedimiento Administrativo para el registro de las operaciones financieras de los
contratos de obra pública financiada”, con clave 200‐74000‐PA‐237.
En la Norma Específica de Información Financiera Gubernamental para el Sector Paraestatal
núm. 15 (NEIFGSP 015) “Norma para el registro contable del activo fijo”, emitida por la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público, se define como activo fijo a todas aquellas
inversiones que la entidad hace en bienes tangibles en beneficio de ella o para producir
artículos para venta o uso de la entidad, y que estas inversiones son de carácter
permanente y tienen el propósito de usarse, pero no de venderse.
Por su parte, los artículos 23, 24 y 27 de la Ley General de Contabilidad Gubernamental
establecen que los entes públicos deben registrar en su contabilidad los bienes muebles e
inmuebles en cuentas especiales de activo, y que deben realizar el levantamiento físico del
inventario de estos bienes, el cual deberá conciliarse con los registros contables.
La Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas considera como obras
públicas las asociadas con proyectos de infraestructura que impliquen inversión a largo
plazo y amortización programada en los términos de ley, en las cuales el contratista se
obligue desde la ejecución de la obra, su puesta en marcha, mantenimiento y operación.
39

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
En marzo de 2009 se creó la “Matriz contable presupuestal de Contratos de Obra Pública
Financiada”, en la cual se describe el ciclo financiero (contable‐presupuestal) que se debe
cumplir para cancelar los registros contables conforme a la NIF 09 B, y registrar los saldos
iniciales, así como para la recepción de bienes terminados adquiridos mediante el esquema
de COPF a partir del ejercicio 2009, conforme a las Normas de Información Financiera (NIF).
Esa matriz se creó con motivo del decreto publicado en el Diario Oficial de Federación del 13
de noviembre de 2008, mediante el cual el Ejecutivo Federal determinó la eliminación del
esquema de inversión PIDIREGAS para Pemex y sus organismos subsidiarios; de acuerdo con
ese documento, el resultado de los registros contables deberá presentar el valor de los
bienes de manera histórica, revaluada y su depreciación – amortización respectiva, así como
el valor de la deuda tanto a corto como largo plazo clasificada por bloque con sus
amortizaciones respectivas. Como resultado de la cancelación del esquema de inversión
PIDIREGAS es necesario reconocer los activos adquiridos mediante el esquema de obra
pública financiada (COPF), así como por el incremento, amortización y mantenimiento de la
deuda en los estados financieros del organismo.
Proceso de adquisiciones de activo fijo provenientes de COPF
En los COPF se estipula que el contratista debe ejecutar a su propio costo las obras respecto
del área de trabajo asignada, para lo cual deberá suministrar los equipos, el personal, los
materiales y demás recursos, así como prestar todos los servicios necesarios para la
ejecución de las obras.
En el “Procedimiento administrativo para el registro de las operaciones financieras de los
contratos de obra pública financiada”, con clave 200‐74000‐PA‐237, destacan las actividades
siguientes:
‐ Todas las obras que serán ejecutadas por los contratistas mediante esta modalidad se
establecen a través de un programa maestro, en el que se contabilizan las obras que se
realizarán en unidades de trabajo.
‐ Al inicio de año, la Coordinación de Operación de Contratos (COC) del Activo Integral
Burgos aprueba los Programas Anuales de Trabajo (PAT) correspondientes a cada COPF.
En cada PAT se especifica en forma cronológica el tipo de trabajos que se realizarán, así
como el nombre de los pozos que serán intervenidos por cada contratista.
‐ Al comienzo de la obra, el contratista entrega a la COC de PEP una copia del aviso de
inicio de obra. El supervisor de obra solicita los números de activo fijo correspondientes
a cada obra y los programas presupuestales para su registro.
‐ El contratista ejecuta su obra y entrega el informe final al supervisor para que éste la
verifique junto con dicho informe y elabore el acta de recepción de obras terminadas,
documento que sirve para registrar el bien en el SAP R/3 y en el que se establece que los
bienes entregados son propiedad y uso exclusivo de PEP.
40

Grupo Funcional Desarrollo Económico
‐ Posteriormente, con las actas de recepción se elaboran las tablas de amortización de
cada uno de los pedidos que agrupan los bienes registrados y se elabora el oficio de
captación de deuda, identificando la deuda a corto y largo plazo.
‐ El contratista entrega cada trimestre a la COC el Anexo “O”, que contiene la relación de
obras, su valor, amortizaciones, intereses y el perfil de producción; además entrega las
estimaciones conciliadas de los intereses y las amortizaciones para su autorización;
posteriormente, el área de finanzas las registra en SAP R/3.
‐ El contratista presenta su factura electrónica en ventanilla única del Activo Integral
Burgos, en donde se registra la cuenta por pagar y se notifica al área de Recursos
Financieros, en la cual se genera la instrucción de pago respectiva.
‐ Cada cierre de mes el área de contabilidad de la Subgerencia de Recursos Financieros
Norte registra las variaciones cambiarias de los pasivos a corto y largo plazo; además,
determina los saldos actualizados de la deuda COPF a corto y largo plazo para su registro
en el SAP R/3.
La muestra seleccionada para revisión se integró de 79 adquisiciones de activos fijos
registradas en 2010 por 8,630,752.3 miles de pesos, el 40.0%, de un total de 514 altas
provenientes de COPF y registradas en el SAP R/3 por 21,560,561.4 miles de pesos.
Se revisó el registro de la adquisición de los activos fijos por los 21,560,561.4 miles de pesos
efectuado durante 2010 en el Proyecto Integral Burgos y se comparó con las cifras
presentadas en la base de datos que opera PEP y que contiene el detalle de dichas
inversiones. Se observó que en 27 casos hubo diferencias por 678,216.1 miles de pesos
entre el registro de SAP R/3 y lo presentado en la base de datos, ya que en 8 casos no se
presentaron 594,101.7 miles de pesos en SAP R/3 y en 19 casos no se reportaron 84,114.4
miles de pesos en dicha base de datos.
Al respecto, la entidad aclaró que en relación a los 8 casos, que totalizan 594,101.7 miles de
pesos, en 5 casos las diferencias correspondieron a reclasificaciones efectuadas en
diciembre 2010 que obedecieron a registros duplicados en el auxiliar de activo fijo que
fueron detectados durante el análisis de las órdenes de servicio correspondientes y en los
otros 3 casos obedecieron a registros derivados de cuentas por pagar virtuales y a
reclasificaciones de la cuenta de activo fijo a la cuenta de gasto de perforación de pozos no
exitosos, por tratarse de pozos exploratorios no productivos. En los 19 casos que no fueron
reportados en la base de datos informó que el motivo de la variación fue por liquidaciones
efectuadas en SAP R/3 que afectaron directamente al activo fijo y corresponden a
operaciones por concepto de “Sistemas artificiales de explotación e intervenciones mayores
a pozos” y son registros que no se encuentran ligados a operaciones de captación de origen
COPF, es decir, se trata de registros que corresponden a erogaciones capitalizables que se
efectuaron con la finalidad incrementar los niveles de producción de los activos fijos
adquiridos mediante COPF.
Del análisis del soporte documental de la muestra de 79 adquisiciones de activos fijos
provenientes de COPF, se comprobó que su registro se efectuó a los valores históricos
41

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
reflejados en las actas de recepción de obras y/o en los Anexos “O”, documentos emitidos
por las empresas contratistas que contienen la información trimestral de las obras
entregadas y recibidas por PEP, sin embargo hubo 24 casos que totalizaron 2,033,718.0
miles de pesos, en los que se observa que las actas de recepción y/o los Anexos “O” tienen
fechas posteriores a las del registro contable.
A fin de comprobar que el registro de las adquisiciones de activos fijos se efectuó en tiempo
y forma conforme a la normativa aplicable, se verificó que las fechas de terminación de las
obras coincidieran con las fechas de registro en el sistema SAP R/3 y se detectó que en el
caso del activo fijo núm. 300030345 “Nejo 75” por 109,120.4 miles de pesos se registró
previamente el 1º de diciembre en SAP R/3 y posteriormente, el 29 de diciembre se
formalizó la terminación de la obra.
PEP informó que aún y cuando la fecha de contabilización del documento de registro del
activo fijo 300030345 “Nejo 75”, tiene fecha de 1 de diciembre de 2010, el documento se
elaboró el 4 de enero de 2011, toda vez que dicho activo tuvo fecha de terminación 29 de
diciembre de 2010. La fecha de contabilización, se utilizó para asegurar que el presupuesto
se ejerciera sin problemas en el año 2010.
Además, en 59 de los 79 casos revisados, el intervalo de días entre el término de la obra y el
registro en SAP R/3 excede de 90 días.
Al respecto PEP señaló que los registros de las obras recepcionadas al amparo de los COPF
sobre la base de precios unitarios, se hacían de conformidad con lo establecido en la matriz
contable presupuestal emitida por el área correspondiente de las oficinas centrales de
Pemex Exploración y Producción, para los efectos mencionados y de conformidad con las
normas presupuestales y contables aplicables. Los registros contables de las obras
recepcionadas se llevaron a cabo una vez que se elaboraron las actas de recepción y se tuvo
disponibilidad presupuestal, ya que la autoridad hacendaria restringió de recursos
presupuestales a PEP.
Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones
preliminares la entidad informó que “la normatividad aplicable para el registro contable de
los COPF durante el ejercicio 2010, es la misma que se viene aplicando al día de hoy, la cual
tiene su sustento en las Normas de Información Financiera y en la Matriz Contable
Presupuestal No. 14 de fecha 14 de julio de 2010, no obstante que el registro oficial del
Procedimiento Administrativo para el registro de las Operaciones Financieras de los
Contratos de Obra Pública Financiada con clave 200‐74000‐PA‐237, en el área de Recursos
Humanos haya quedado concluido con fecha marzo de 2011”.
La observación subsiste, ya que PEP no sustentó a esta entidad fiscalizadora la normativa
que indique que una vez terminada la obra y elaborada el acta de recepción, se realice el
registro en SAP.
Registro contable y presupuestal de Activo Fijo en PEP y en Proyecto Integral Burgos
De acuerdo con la matriz de registro, todos los activos fijos adquiridos mediante el esquema
de obra pública financiada se deben registrar en las posiciones financieras núms. 314302501
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Grupo Funcional Desarrollo Económico
“Servicios por contrato de apoyo directo a la perforación, reparación y terminación de
pozos”, 314302701 y 317300100 “Construcción de obras por contrato”; en tanto, las
cuentas de mayor utilizadas para registrar las altas de activo fijo son 1503 “Pozos”, 1505
“Plantas” y 1506 “Ductos”, y se utiliza como contracuenta la 2401 “Material recibido a
precio estimado”; esta última es cancelada en forma posterior mediante el registro de la
cuenta por pagar a cada contratista en la cuenta núm. 2118 “Contratistas”.
Las adquisiciones de activos fijos realizadas durante 2010 mediante el esquema COPF se
distribuyeron de la manera siguiente:
ALTAS DE ACTIVO FIJO 2010
CLASIFICADAS POR BLOQUE, ACTIVO INTEGRAL BURGOS
(Miles de pesos)
Renglón del gasto
Bloque 314 317 Total %
Reynosa Monterrey 150,184.8 23,733.8 173,918.6 0.8%
Misión 1,447,394.0 65,434.0 1,512,828.0 7.0%
Cuervito 326,408.1 0.0 326,408.1 1.5%
Fronterizo 313,786.5 0.0 313,786.5 1.5%
Olmos 98,561.6 19,589.7 118,151.3 0.5%
Monclova 1,145,859.8 1,491,492.4 2,637,352.2 12.2%
Pirineo 989,051.3 388,293.0 1,377,344.3 6.4%
Nejo 6,208,770.1 148,449.0 6,357,219.1 29.5%
Burgos VII 8,715,542.3 27,974.9 8,743,517.2 40.6%
Total 19,395,558.5 2,164,966.8 21,560,525.3 100.0%
FUENTE: Base de datos del presupuesto ejercido en el Proyecto Integral Burgos
correspondiente al ejercicio 2010, proporcionada por PEP.
El 40.6% de las adquisiciones de activo fijo por COPF (Burgos VII) se realizaron mediante el
contrato núm. 424048801 celebrado con Dowell Schlumberger, S.A. de C. V.
De los 8,630,752.3 miles de pesos de la muestra se comprobó que las altas de activo fijo
COPF de 2010 se registraron en las posiciones financieras y en las cuentas de mayor
designadas para ello, en cumplimiento de la normativa.
Véase acción(es):
Acciones
Recomendaciones
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐005
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐006
10‐9‐18T4L‐02‐0762‐08‐001
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐001.‐ Para que Pemex Exploración y Producción fortalezca los
mecanismos de seguimiento y evaluación del desempeño de los Contratos de Obra Pública
Financiada (COPF) que operan en el Activo Integral Burgos, a fin de coadyuvar al
cumplimiento del objetivo del Proyecto Integral Burgos, debido a que la inversión realizada
de obras del año 2010 para los COPF fue de 12,740,000.0 miles de pesos y se obtuvo una
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
producción promedio de 606.2 millones de pies cúbicos por día (mmpcd) y en los contratos
tradicionales se invirtieron 11,277,316.9 miles de pesos y se obtuvo una producción de
872.2 mmpcd; es decir, en los COPF se invirtieron 1,462,683.1 miles de pesos, 12.9% más, y
se obtuvieron 266 mmpcd, 30.5% menos en producción, con respecto a los contratos
tradicionales. [Resultado 1]
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐002.‐ Para que Pemex Exploración y Producción establezca las
acciones necesarias con el fin de cumplir con las metas propuestas en el documento
"Análisis Costo Beneficio, Proyecto Integral Burgos. Cambio de monto y alcance por
terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS", emitido por PEP en agosto de
2009, ya que se observó que en el estudio se estimó una inversión total de 57,237,000.0
miles de pesos; sin embargo, en 2010 la inversión fue de 32,837,842.3 miles de pesos, 23.8%
más que la estimada en el proyecto; asimismo, estimó producir 1,566 millones de pies
cúbicos diarios (mmpcd) de gas; sin embargo, obtuvo 1,478.4 mmpcd, el 94.4% de lo
estimado. [Resultado 1]
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐003.‐ Para que Petróleos Mexicanos informe en la Memoria de
Labores publicada anualmente todos los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) que
ha celebrado, ya que en la Memoria de Labores 2010 informó que de 2003 a 2010 Pemex
Exploración y Producción celebró nueve COPF; sin embargo, en 2008 celebró uno con
Dowell Schlumberger, S.A. de C.V., el cual no fue incluido en la memoria. [Resultado 3]
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐004.‐ Para que Pemex Exploración y Producción (PEP) fortalezca los
sistemas de control administrativo que le permitan identificar íntegramente la ubicación de
las obras realizadas por el contratista Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C. V., en el
Bloque Misión del Activo Integral Burgos, a fin de que dichas obras sean gravadas con la tasa
del Impuesto al Valor Agregado (IVA), de acuerdo con el límite de la franja fronteriza
establecido en la Ley del Impuesto al Valor Agregado, ya que se observó que en el caso de
los pozos Arcabuz 415, 416, 423, 425, 450 y Santa Anita 302, que se encuentran ubicados
dentro de la franja fronteriza, el contratista aplicó una tasa de IVA del 11%, la cual debió ser
del 16%, por lo que cobró de menos a PEP 183.1 miles de dólares, equivalentes a 2,262.6
miles de pesos. [Resultado 3]
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐005.‐ Para que Pemex Exploración y Producción implemente
mecanismos de control a fin de registrar los activos fijos adquiridos bajo el esquema de
Contratos de Obra Pública Financiada de conformidad con el Procedimiento Administrativo
para el registro de las operaciones financieras de los contratos de obra pública financiada
con clave 200‐74000‐PA‐237, vigente a partir de marzo de 2011, debido a que se observó
que en 59 casos el intervalo de días entre el término de la obra y el registro en SAP R/3
excede de 90 días. [Resultado 5]
10‐1‐18T4L‐02‐0762‐01‐006.‐ Para que Pemex Exploración y Producción establezca
mecanismos de control a fin de que los registros de activo fijo en SAP R/3 se realicen de
conformidad con el "Procedimiento administrativo para el registro de las operaciones
financieras de los contratos de obra pública financiada", con clave 200‐74000‐PA‐237,
vigente a partir de marzo de 2011, ya que se observó que del activo fijo núm. 300030345
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Grupo Funcional Desarrollo Económico
"Nejo 75", se registraron 109,120.4 miles de pesos el 1 de diciembre en SAP R/3 y el 29 de
diciembre se formalizó la terminación de la obra. [Resultado 5]
Promociones de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria
10‐9‐18T4L‐02‐0762‐08‐001.‐ Ante el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y
Producción, para que realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie el
procedimiento administrativo correspondiente, por los actos u omisiones de los servidores
públicos que en su gestión registraron 24 adquisiciones de activos fijos provenientes de
Contratos de Obra Pública Financiada por un monto de 2,033,718.0 miles de pesos, sin
contar con el acta de recepción correspondiente. [Resultado 5]
Resumen de Observaciones y Acciones
Se determinó(aron) 3 observación(es) la(s) cual(es) generó(aron): 6 Recomendación(es) y 1
Promoción(es) de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria.
Dictamen: limpio
La auditoría se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de
cuya veracidad es responsable; fue planeada y desarrollada de acuerdo con el objetivo y
alcance establecidos, y se aplicaron los procedimientos de auditoría 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, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones
normativas aplicables.
Apéndices
Procedimientos de Auditoría Aplicados
1. Evaluar el cumplimiento del avance del Proyecto Integral Burgos en relación con el
presupuesto autorizado y el presupuesto ejercido.
2. Comprobar que la inversión y ejercicio del gasto del Proyecto Integral Burgos se
presentaron en la Cuenta Pública 2010.
3. Comprobar que la capitalización de las inversiones se realizó de conformidad con la
normativa.
4. Comprobar que el registro contable y presupuestal de las inversiones capitalizadas en
2010 se efectuó de conformidad con la normativa aplicable.
5. Analizar la eficiencia, eficacia y rentabilidad del Proyecto Integral Burgos.
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010
6. Analizar la eficiencia, eficacia y rentabilidad de los contratos de obra pública financiada
que ejecutan en el Activo Integral Burgos.
Áreas Revisadas
El Activo Integral Burgos, las subdirecciones Región Norte y la de Nuevos Modelos de
Ejecución; las gerencias de Evaluación de Resultados de la Subdirección de Planeación y
Evaluación, de Formulación y Control Presupuestal, la de Recursos Financieros, adscrita a la
Subdirección de Administración y Finanzas de Pemex Exploración y Producción (PEP).
Disposiciones Jurídicas y Normativas Incumplidas
Durante el desarrollo de la auditoría practicada se determinaron incumplimientos en las
leyes, reglamentos y disposiciones normativas que a continuación se mencionan:
1. Ley General de Contabilidad Gubernamental: Artículo 42.
2. Otras disposiciones de carácter general, específico, estatal o municipal: Contratos de
Obra Pública Financiada correspondiente a cada uno de los bloques de las Cuencas de
Burgos y Sabinas.
Artículos 1 y 2 de Ley del Impuesto al Valor Agregado.
Párrafo 25 del Financial Accounting Standards Board 19 (FASB 19) Financial Accounting
and Reporting by Oil and Gas Producing Companies.
Procedimiento Administrativo para el registro de las operaciones financieras de los
contratos de obra pública financiada, con clave 200‐74000‐PA‐237
Fundamento Jurídico de la ASF para Promover Acciones
Las facultades de la Auditoría Superior de la Federación para promover las acciones que
derivaron de la auditoría practicada, encuentran su sustento jurídico en las disposiciones
siguientes:
Artículo 79, fracción II, párrafos tercero y quinto; fracción IV, párrafo primero; y párrafo
penúltimo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
Artículos 6, 12, fracción IV; 13, fracciones I y II; 15, fracciones XIV, XV y XVI; 32, 39, 49,
fracciones I, II, III y IV; 55, 56 y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición
de Cuentas de la Federación.
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Grupo Funcional Desarrollo Económico
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.
Véase anexo 2010_0762_DGAFFA
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