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SERIE: ANÁLISIS DEL IR 2008

UEC-005-2010 Marzo de 2010

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La versión electrónica de este documento se encuentra disponible en el sitio web de la Unidad de Evaluación y Control: http://uec.diputados.gob.mx o www.diputados.gob.mx/UEC

Análisis al IR 2008. Sector Energía

1

CONTENIDO

Página

Presentación 3

1. Contexto General: El Sector Energía en el Marco del Plan Nacional de

Desarrollo 2007-2012 5 2. Temas Relevantes y Problemática Asociada al Sector Energético 7

2.1 Balance general del sector energético 7 2.2 Las señales de alerta en el subsector petrolero 8 2.3 Presiones en el subsector eléctrico 34

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

Revisión de la Cuenta Pública 2008 37 4. Evaluación de los Resultados de la Fiscalización Superior en el

Sector Energía 41

Anexo 1. Resumen de las auditorías practicadas por la ASF en la revisión de la

Cuenta Pública 2008, según sector, ente auditado y tipo de revisión 63 Anexo 2. Resumen de las observaciones-acciones promovidas por la ASF

en la revisión de la Cuenta Pública 2008, según sector, ente auditado y tipo de acción 69


3

Presentación La Unidad de Evaluación y Control de la Auditoría Superior de la Federación (UEC) presenta el tercer cuaderno de la serie Análisis del Informe de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008, el cual fue preparado con base en el formato aprobado por la Comisión de Vigilancia de la Auditoría Superior de la Federación de la LXI Legislatura en su cuarta reunión ordinaria celebrada el 9 de febrero de 2010. En este tercer documento se aborda la primera parte de la evaluación de los resultados de las auditorías practicadas a entes vinculados con funciones de Desarrollo Económico, las cuales abarcan 216 de las 987 auditorías practicadas en la revisión de la Cuenta Pública 2008. En ese sentido, la primera parte de la evaluación que aquí se presenta, está referida al sector Energía, el cual reúne 96 auditorías practicadas a 11 entidades de ese sector (CFE, Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, IMP, Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares, LyFC, PEMEX, PEMEX Exploración y Producción, PEMEX Gas y Petroquímica Básica, PEMEX Petroquímica, PEMEX Refinación y PMI Comercio Internacional, SA de CV). Las 120 auditorías que complementan el grupo funcional de Desarrollo Económico estarán siendo evaluadas en el cuarto cuaderno sectorial que entregará la UEC, referido a los sectores de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación; Comunicaciones y Transportes; Medio Ambiente y Recursos Naturales; Economía; Trabajo y Previsión Social; Turismo; Reforma Agraria, y Ciencia y Tecnología. Para la elaboración del presente documento que aborda los resultados de las auditorías practicadas al sector Energía, se consultó, además del Tomo Ejecutivo del Informe del Resultado, el tomo VII (volúmenes 2, 3 y 4), lo que implicó revisar cerca de 2 mil 200 páginas del citado Informe que la ASF rindió ante la Cámara de Diputados el pasado 17 de febrero del año en curso. Este cuaderno consta de cuatro secciones: la primera ofrece un contexto general del sector Energía, en el marco del Plan Nacional de Desarrollo y del programa sectorial respectivo; la segunda sección analiza temas relevantes y las principales problemáticas que enfrenta el sector; la tercera expone los resultados más relevantes de la fiscalización en 2008; y la cuarta, contiene un conjunto de comentarios a manera de evaluación de la fiscalización superior en el sector Energía, enfatizando en el enfoque de la fiscalización utilizado, los contenidos de las auditorías relevantes, el balance de la fiscalización, los temas de interés para la fiscalización del sector y las áreas de oportunidad legislativa. En la parte final se anexan dos cuadros estadísticos referidos a las auditorías practicadas y a las observaciones-acciones determinadas.

Marzo, 2010.


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1. CONTEXTO GENERAL: EL SECTOR ENERGÍA EN EL MARCO DEL PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2007-2012

El Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2007-2012 plantea como premisa general del sector energía, asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores. En materia de hidrocarburos, el PND establece siete estrategias orientadas a fortalecer las atribuciones rectoras del Estado sobre las reservas y la administración óptima de los recursos, procurando equilibrar la extracción de hidrocarburos y la incorporación de reservas; fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas; fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de proyectos de infraestructura energética de alta tecnología.

Las estrategias también se dirigen a revisar el marco jurídico para fortalecer a Petróleos Mexicanos y promover mejores condiciones de competencia; adoptar las mejores prácticas de gobierno corporativo y atender las áreas de oportunidad de mejora operativa; impulsar las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental, y modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial de crudos pesados. Por su parte, el Programa Sectorial de Energía, 2007-2012, establece tres objetivos centrales que buscan garantizar la seguridad energética del país en materia de hidrocarburos; fomentar la operación del sector hidrocarburos bajo estándares internacionales de eficiencia, transparencia y rendición de cuentas; y elevar la exploración, producción y transformación de hidrocarburos de manera sustentable En lo que hace al subsector eléctrico, se subraya en el Plan Nacional de Desarrollo que el suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos, permitirá atraer más inversiones y, con ello, mayores niveles de generación de empleos en la economía. Destacan como retos en este subsector: definir los niveles de las tarifas eléctricas, considerando su impacto en las decisiones de inversión y en la competitividad de la economía; mejorar la calidad del suministro de energía eléctrica mediante el desarrollo de la infraestructura necesaria; expandir las centrales generadoras considerando que las plantas de ciclo combinado requieren de mayores importaciones de gas natural, en un entorno de altos precios de este combustible; intercambiar energía entre regiones; y distribuir la energía a más de 3 millones de habitantes que aún no cuentan con el servicio eléctrico. Para enfrentar estos retos, se plantea fomentar niveles tarifarios que cubran costos relacionados con una operación eficiente de las empresas; mejorar la competitividad del servicio eléctrico con un enfoque integral desde la planeación, la inversión, la

Comisión de Vigilancia de la Auditoría Superior de la Federación Unidad de Evaluación y Control

6

generación, la transmisión, la distribución y la atención al cliente; desarrollar la infraestructura requerida para la prestación del servicio de energía eléctrica con un alto nivel de confiabilidad; fortalecer a las empresas del sector, adoptando estándares y prácticas operativas de la industria a nivel internacional en la industria, mejorando procesos con la utilización de sistemas de calidad y de tecnología de punta, y promoviendo un uso más eficiente de su gasto corriente y de inversión; ampliar la cobertura del servicio eléctrico en comunidades remotas utilizando energías renovables en aquellos casos en que no sea técnica o económicamente factible la conexión a la red, y diversificar las fuentes primarias de generación.


7

2. TEMAS RELEVANTES Y PROBLEMÁTICA ASOCIADA AL SECTOR ENERGÉTICO

2.1 Balance general del sector energético

La situación económica experimentada en 2008, propició contrastes importantes en la producción-generación y demanda de energía. La producción primaria de energía tuvo un retroceso de 0.2% en 2008, mientras que la generación de energía mostró un crecimiento de 2.5% respecto a 2007. La producción de gas natural aumentó en ese año 12.7%, en tanto que la producción de carbón, petróleo crudo y condensados, entre otros, reportaron caídas. La menor producción de crudo implicó que México retrocediera, dentro de los principales países productores de petróleo, de una sexta a una séptima posición. Como proporción de la producción primaria de energía, el petróleo representó 62%, el gas natural 26%, la electricidad no fósil 5% y la biomasa 3%.

BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2008

Millones de barriles de petróleo crudo equivalente

24.0%

19.4%

15.2%

14.4%

13.4%

13.6%

1

62.1%

26.2%

2.3%2.2%

3.7%3.5%

1

OtrosHidroenergíaCarbónLeña

Gas natural

Petróleo crudo

1,645 875

Otros

Diesel

Combustóleo

Electricidad

Gasolina y naftas

Fuente: UEC con información de Balance Nacional de Energía 2008, SENER.

Energía secundariaEnergía primaria

La producción bruta de energía secundaria, por otra parte, fue mayor en 1.5% a la de 2007. La producción del gas seco de esa producción fue de 24%, la de gasolinas y naftas fue equivalente a 19.4% del total. En la gráfica anterior queda evidencia del carácter primario de la industria energética. La autogeneración de energía eléctrica fue 5% mayor a la de 2007. La industria textil fue la que reportó el incremento más alto, debido a que en 2008 entró en operación una hidroeléctrica cuya energía generada fue para consumo de dos empresas textiles. La


8

industria azucarera, la siderurgia y el sector comercial y servicios fueron los sectores que más energía generaron respecto del total. Con relación a los precios y tarifas, destaca el crecimiento de 36.8% en el precio medio de la canasta básica de crudo de exportación, al alcanzar 84.3 dólares por barril, 35.3 dólares por barril más que el precio de referencia del PEF 2008. Por su parte, el precio real del gas natural también creció en 2008. Los productos refinados mostraron incrementos en sus precios reales, a excepción de la gasolina Magna, cuyos precios disminuyeron 0.9%.1

2.2 Las señales de alerta en el subsector Petrolero

Redefinición del modelo estratégico de Pemex.

Las tendencias internacionales recientes de la gestión de la industria petrolera, plantean los siguientes modelos:

a) Modelo atomizado. Este modelo se basa en la rentabilidad relativa que ofrece cada uno de los procesos de la industria petrolera. La idea subyacente es que la eficiencia microeconómica de cada proceso (producción, refinación, comercialización, finanzas y planeación) realizado de manera autónoma e independiente conduce a una eficiencia global del sector. Este modelo de gestión de la industria petrolera favorece esquemas de asociación Público-privado.

El modelo atomizado de gestión para la industria petrolera fue adoptado por numerosos países en los años 1980´s cuando se pensó que las tendencias globalizadoras favorecían la fragmentación de las grandes empresas productivas y el auge del outsourcing.

b) Modelo integrado. Este modelo se basa en asegurar el abastecimiento nacional y

la integración de la industria desde la extracción del crudo hasta la petroquímica. Busca aprovechar economías de escala. El modelo integrado favorece la visión global estratégica y reconoce el papel central geopolítico y económico que tiene la industria petrolera.

c) Modelo combinado o mixto. Este modelo aspira a utilizar lo mejor del modelo

atomizado y lo mejor del modelo integrado. Desde 1989, el gobierno mexicano se orientó a adoptar el modelo atomizado en la gestión de Pemex, para lo cual segregó los distintos procesos que van de la extracción y refinación a la comercialización. El gobierno procuró desintegrar la refinación y la 1 Balance Nacional de Energía, 2008. SENER.


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petroquímica básica, para concentrarse en la producción de crudo, realizando crecientes importaciones de productos refinados y petroquímicos. Sin embargo, en el contexto de un debate intenso que condujo a la aprobación reciente de la reforma del sector petrolero en 2008, el gobierno asumió el compromiso de crear una nueva refinería, que será construida en el estado de Hidalgo, evento relevante que reorienta la conducción de Pemex parcialmente hacia el modelo de gestión mixto.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS MODELOS DE GESTIÓN PETROLERA Modelo Ventajas Desventajas

Atomizado 1. Intenta racionalizar la eficiencia microeconómica en cada proceso, lo cual resultará en una gestión global adecuada.

2. Intenta desburocratizar la gestión de Pemex.

1. Al concentrarse en la maximización de los ingresos públicos de corto plazo, la gestión de la industria petrolera bajo este modelo no considera la necesidad de una estrategia industrializadora basada en la relevancia económica del petróleo.

2. Al racionalizar la eficiencia microeconómica de cada proceso (producción, refinación, comercialización), se corre el riesgo de que se pierda la racionalidad estratégica o global, generando ineficiencias intersectoriales.

3. Genera duplicidades de funciones y actividades.

Integral 1. Intenta operar una racionalidad estratégica basada en un enfoque económico global en la que es central el papel de la industria petrolera.

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

1. Genera un cuerpo burocrático. 2. Al proponer una visión de Estado, puede perder de vista la

racionalidad micro de la gestión, generando ineficiencias burocráticas.2

Mixto 1. Intenta operar una racionalidad estratégica parcial de los procesos.

2. Intenta limitar la burocratización de la gestión.

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

2. Es parcialmente burocrática.

Las tendencias internacionales más recientes indican que la gestión petrolera ya sea conducida por el sector privado (Estados Unidos) o por el sector público (Rusia), tiende a favorecer el modelo integral. La tensión que genera el relativo estancamiento de las reservas petrolíferas en el mundo, y la mayor importancia desde la guerra de Irak que otorgan los gobiernos a las cuestiones geopolíticas incluyendo las de seguridad nacional, están promoviendo una mayor injerencia de los gobiernos en el control del petróleo. Asimismo, se ha observado un creciente interés de los gobiernos por utilizar el petróleo como instrumento de política anticíclica, en virtud de que la inversión a gran escala en el sector es detonadora de inversión privada, generando empleos e impulsando a la economía. Los grandes países productores de petróleo (Rusia, Arabia Saudita, Venezuela, China), se han orientado hacia la aplicación del modelo integral añadiendo a su papel tradicional como productor de crudo, los procesos de refinación y petroquímica.

2 Para evitar estas ineficiencias, algunos defensores del modelo de gestión integral de la industria petrolera, proponen otorgar autonomía a Pemex.


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El abandono gradual del modelo atomizado, descarta la idea de que la desintegración de la industria es el camino natural y único hacia la modernización. Por otro lado, la adopción creciente del modelo integral por distintos gobiernos obedece a razones objetivas del entorno internacional. La adopción del modelo atomizado por Pemex, se dirigió a consolidar una fuente de ingreso primario del gobierno, antes que considerar a la paraestatal como una empresa del Estado. Las consecuencias objetivas de la instrumentación del modelo atomizado por más de dos décadas han sido el debilitamiento del potencial productivo y tecnológico, así como la descapitalización de Pemex. En este contexto, la ASF, como ente evaluador de desempeño, no ha investigado el modelo de gestión petrolera más apropiado para el país, lo cual podría implicar el rediseño estratégico de la paraestatal.

Resultados del modelo atomizado de gestión petrolera aplicado a Pemex El modelo atomizado de gestión elegido por el gobierno hace dos décadas implicó una reestructuración organizacional profunda de PEMEX. La paraestatal fue dividida en cuatro empresas subsidiarias independientes, situación que tuvo como efecto positivo introducir una mayor eficiencia en cada uno de los procesos. No obstante, la nueva racionalidad no tuvo un carácter estratégico con una visión de largo plazo. Pronto se hizo evidente que la división en cuatro subsidiarias generó duplicidades de funciones, y mayor complejidad administrativa, lo que incrementó los costos y propició una estructura burocrática pesada. Los precios de transferencia introducidos, privilegiaron sesgos ineficientes en la asignación de recursos. Se encarecieron los precios a los que una subsidiaria adquiere materia prima de la otra, haciendo inviables varios procesos industriales; se cuestionó por ejemplo, la viabilidad de las refinadoras, sin pensar en el valor agregado como un todo. De ahí la parálisis, por siete años, en el rendimiento productivo de las refinadoras. La política de precios adoptada en forma segregada por las filiales de Pemex, se orientó preponderantemente a la eficiencia micro, buscando maximizar el ingreso fiscal de corto plazo, y las tasas de retorno para cada subsidiaria independiente, sin considerar la eficiencia estratégica, que se orienta a maximizar en el mediano y largo plazo el valor agregado de la industria, como lo hacen las grandes empresas petroleras de otros países sin importar si son privadas o públicas. Al evaluar los resultados del modelo atomizado de Pemex, es fácil concluir que su aplicación no toma en cuenta el desarrollo global armónico de la producción, la refinación y la comercialización, ni considera el potencial energético de la industria en el mediano y largo plazo.


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La política de precios adoptada por cada subsidiaria ha tenido como consecuencia el desalentar inversiones en procesos tecnológicos, que sólo tienen sentido con una visión global en virtud de que su rendimiento sólo se aprecia en el largo plazo. Esta política segregada de precios ha obligado a que no se hayan canalizado inversiones en sectores vitales de la industria petrolera, en refinación, y en petroquímica por ejemplo. El resultado es la implantación de precios elevados de la energía que tornan poco competitiva a la economía industrial mexicana ante el mundo, e incapaz de generar suficientes empleos formales bien remunerados.

Petrolización de las finanzas públicas y de la balanza comercial

No obstante la creciente relevancia financiera y económica del sector energético y eléctrico, el Eje 2 Economía competitiva y generadora de empleos, del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, solamente establece un solo objetivo para el sector de los 17 considerados en ese capítulo. Es de llamar la atención que la relevancia del sector energético se aprecia si se considera que la participación de los ingresos petroleros en los ingresos totales del sector público presupuestario creció sustancialmente, al pasar de 32.3% en 1998 a 40% en 2008. Asimismo, aunque se registró un declive en la participación de las exportaciones petroleras en el total de exportaciones del país entre 2005 y 2008, el saldo negativo de la balanza comercial de México se atenúa de manera considerable por el peso del saldo positivo de la balanza comercial petrolera.

Año Total PEMEXProporción de exportaciones

de PEMEX respecto a exportaciones totales

2005 -29,309 22,339 27.1%

2006 -30,217 27,380 27.9%

2007 -10,047 25,643 15.7%

2008 -17,261 26,069 17.0%

SALDO DE LA BALANZA COMERCIAL DE MÉXICO(Millones de Dólares)

Fuente: Elaborado por la UEC con datos de PEMEX; Indicadores petroleros, enero 2010.

Drástica caída de la producción de petróleo crudo

Después de alcanzar un máximo de producción en 2004 de 3.4 millones de barriles diarios, la producción de crudo decreció a una tasa de 5.1% anual entre 2004-2009. En el año 2009, fue 23% menor que la producción máxima observada en 2004.


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PRODUCCION DE PETRÓLEO CRUDOMillones de barriles diarios

1.31.2

1.5

1.7

1.9

2.1 2.12.0

1.8

1.5

1.0

0.3 0.3 0.3 0.2 0.2 0.3 0.3 0.30.4

0.5

0.7

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cantarell

KMZ

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

Debe señalarse que la proporción de crudo pesado ha disminuido considerablemente, pasando del 73% del total en 2004 a 58% estimado en 2009. Esta declinación se debe principalmente a la etapa de madurez alcanzada por el campo Cantarell cuya producción cayó de 2.1 a 1.0 millones de barriles diarios entre 2004 y 2008, respectivamente, con su correspondiente caída en la participación de la producción total de crudo, que pasó de 63.2% en 2004, su máximo histórico, a 31.7 % en 2008.

Focos rojos en las reservas de hidrocarburos Al finalizar 2008, PEMEX Exploración y Producción (PEP) presentó un nivel de reservas totales por 43.7 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cantidad menor en 22.3% a los 56 mil millones reportados en 2000. La tendencia muestra que las reservas continuarán descendiendo en el mediano plazo como lo confirma el activo Cantarell, por lo que de no existir políticas y estrategias para intensificar las actividades de exploración y producción en otros posibles campos de producción, así como la investigación y desarrollo de proyectos en aguas profundas, se podría manifestar un riesgo de insuficiencia de hidrocarburos en el corto plazo. La demanda interna de petróleo crudo podría quedar descubierta para la producción de gasolinas y gas natural, así como para comercializar el crudo en el mercado internacional.3

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


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Por su parte, las reservas probadas presentaron una tasa de crecimiento promedio anual negativa de 6%, toda vez que desde 2000 no ha sido revertida la tendencia de caída en su cuantificación y pronóstico, de tal manera que respecto de ese año el resultado presentado fue inferior en 39.2%. En 2008, las reservas totalizaron 14.3 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente y en 2000 sumaron 23.5 mil millones.

Declive de las reservas probadas de Pemex en la producción de petróleo bajo una perspectiva comparativa internacional

En un comparativo internacional se puede observar que en sólo veinte años, las reservas probadas de petróleo de PEMEX se deterioraron sensiblemente, al pasar de 53 miles de millones de barriles en 1988, a 11.9 miles de millones de barriles en 2008.4 En contraste destaca el incremento de las reservas probadas de Canadá que pasó de 11.9 a 28.6 miles de millones de barriles en el mismo periodo, Brasil que las aumentó de 2.8 a 12.6 miles de millones de barriles, y Venezuela que casi las duplica al pasar de 58.5 a 99.4 en ese lapso, respectivamente. De la muestra de los 18 principales países productores en el mundo, México es el que observó el mayor declive en sus reservas probadas en esos veinte años. 4 Esta cifra de 11.9 miles de millones de barriles de reservas probadas difiere de la que se presenta PEMEX en su anuario estadístico 2009 por 14.3 miles de millones de barriles, en razón de la metodología que utiliza BP statistical review of world energy para homologar las mediciones entre países.


14

1988 1998 2007 2008

Total Mundial 998.4 1,068.5 1,261.0 1,258.0 42.0

Subtotal 873.6 908.0 1,169.3 1,166.2

Canadá 11.9 15.1 28.6 28.6 24.1

México 53.0 21.6 12.2 11.9 10.3

Brasil 2.8 7.4 12.6 12.6 18.2

Venezuela 58.5 76.1 99.4 99.4 n.d.

Kazakhstan n.d n.d. 39.8 39.8 70.0

Rusia n.d n.d. 80.4 79.0 21.8

Irán 92.9 93.7 138.2 137.6 86.9

Iraq 100.0 112.5 115.0 115.0 n.d.

Kuwait 94.5 96.5 101.5 101.5 99.6

Qatar 4.5 12.5 27.4 27.3 54.1

Arabia Saudita 255.0 261.5 264.2 264.1 66.5

Emiratos Arabes Unidos 98.1 97.8 97.8 97.8 89.7

Algeria 9.2 11.3 12.2 12.2 16.7

Angola 2.0 4.0 13.5 13.5 19.7

Libia 22.8 29.5 43.7 43.7 64.6

Nigeria 16.0 22.5 36.2 36.2 45.6

China 17.3 17.4 16.1 15.5 11.1

n.d. No disponible.

Fuente: Elaborado por la UEC con datos de BP Statistical Review of World energy, junio de 2009.

RESERVAS PROBADAS DE LOS PRINCIPALES PAÍSES PRODUCTORES DE PETRÓLEOMiles de millones de barriles

PaísFinales de: Reservas/Producción

Años

Certificación de las reservas A partir de mayo de 2004, el Consejo de Administración de Pemex-Exploración y Producción aprobó un acuerdo para realizar la certificación anual de las reservas de Hidrocarburos de PEMEX, lo cual implica disponer de una estimación independiente tanto del volumen original como de la reserva de hidrocarburos asociada. Las reservas al 31 de diciembre de 2007 han sido certificadas por las compañías Netherland, Sewell International, Ryder Scott y DeGolyer and MacNaughton. Sin embargo, la fiscalización no se ha pronunciado sobre la calidad de la certificación a pesar de la relevancia del asunto.

Volatilidad y caída de los precios internacionales del petróleo Después de que el precio del West Texas Intermediate (WTI), principal referencia para el crudo mexicano, alcanzó un máximo histórico de 145.3 dólares por barril (dpb) en julio 3 de 2008, éste se cayó a 44.6 dpb en el último día de ese año, lo que se reflejó directamente en una caída similar del precio de la mezcla mexicana de petróleo crudo de exportación (MME): de 132.2 dpb a 37.2 dpb.


15

Esta situación es explicada por una fuerte contracción de la demanda de petróleo por parte de los principales consumidores mundiales, entre ellos Estados Unidos y China. La debilidad de la economía estadounidense, debido a la crisis de pagos de las hipotecas subprime y a la insolvencia y quiebra de los bancos de inversión, aunado al marcado descenso de la producción industrial, condicionaron en gran medida la tendencia a la baja de los precios del petróleo.

0

20

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100

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160

2007-Julio

Ago Sept Oct Nov Dic 2008-Enero

Feb Mar Abr May Jun Ago Sept Oct Nov Dic

Fuente: UEC con información de la SENER, PEMEX y EIA.

EVOLUCIÓN DEL PRECIO DE LA MEZCLAMEXICANA DE EXPORTACIÓNDólares por barril

Jul 3,145.3 dpb

131.2 dpbWest Texas Intermediate (WTI)

Mezcla Mexicana

Dic 31,44.6 dpb

Dic 3137.2 dpb

PEF 2008= 49 dpbdpb Prom. 2008 WTI 100.9MME 84.3Dif ./WTI 16.6Dif ./PEF 35.3

Un nuevo escenario se perfiló después de que Estados Unidos (EUA) anunció un programa de rescate del sector financiero –que en principio se anunció por un monto de 700 mil millones de dólares por parte del gobierno norteamericano. El masivo plan de rescate se propuso evitar la desaceleración global que se preveía con la crisis financiera de EUA. Ante esa coyuntura, el precio internacional del petróleo avanzó más de 18 dpb y la MME lo hizo en 8.5 dpb, en las operaciones del 22 de septiembre de 2008, situándose el primero en 122.6 dpb y 100.5 dpb el segundo. La lenta recuperación del sector energético de EUA luego del paso del huracán Ike5 fue otro de los factores que reforzaron el precio del petróleo. Ante estas acciones, estaba prevista una nueva recuperación de los precios internacionales del petróleo para finales de 2008, situación que no fue posible ya que no se concretó el efecto esperado por el rescate financiero. No obstante esa drástica caída, la mezcla mexicana promedió durante el año 84.3 dpb, un nivel superior en 35.3 dpb al precio de referencia de 49 dpb establecido en el PEF 2008, generando un excedente petrolero extraordinario para las finanzas gubernamentales por más de 18 mil millones de dólares.

5 Véase EIA (septiembre 22 de 2008), U.S. Oil and Natural Gas Market Impacts.


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La SHCP determinó que el precio de la MME para el ejercicio fiscal de 2008 se ubicaría en 49 dpb, tal estimación fue producto de haber aplicado la fórmula para calcular los precios del energético que quedó establecida en el artículo 31 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (LFPRH). La SHCP señala que dicha fórmula indica con claridad los elementos que deben considerarse para el cálculo del límite superior de este parámetro, dotando de transparencia al método de estimación.6 Debe destacarse, que la precisión de la estimación es factor crítico para las finanzas gubernamentales, ya que los ingresos petroleros que forman parte de la Ley de Ingresos financian en alrededor de 40% a los ingresos presupuestales. Asimismo, es preciso anotar que dicha fórmula ha resultado totalmente inapropiada para una estimación más o menos certera del precio de referencia, debido a que la metodología no incorpora parámetros con índices de tendencia ni de volatilidades,7 por lo que desvirtúa totalmente la predicción.

Favorable situación financiera operativa de PEMEX Al analizar algunos indicadores financieros de PEMEX se puede concluir que es una empresa financieramente saludable, hasta antes de descontarle la carga fiscal que el Gobierno Federal le sustrae por concepto de impuestos, derechos y aprovechamientos. Ingresos totales. Entre 1997 y 2008, las ventas totales de Petróleos Mexicanos crecieron a una tasa media anual de 15.8% y la acumulación de utilidades antes de impuestos llegaron a 4.5 billones de pesos. Ingresos petroleros. Entre 1997 y 2008, los ingresos por la venta de petróleo acumularon un monto de 6.4 billones de pesos, y crecieron a una tasa media anual de 10.7%, representando el 78.5% del total, lo que fue posible por el dinamismo de los precios de exportación y el incremento local de la demanda de petrolíferos. En el periodo, las exportaciones de petróleo crudo acumularon ingresos por 248 mil millones de dólares.

6 SHCP (2007), Criterios Generales de Política Económica para 2008. 7 La SHCP realiza sus predicciones sobre el precio de referencia con mucha antelación a la presentación del proyecto de Egresos del año siguiente, por lo que ante volatilidades abruptas del precio internacional, la fórmula de la LFPRH no ha servido como un referente adecuado, debido a las diferencias entre el precio real y el estimado.


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

Resultado Neto 8.0 -11.6 -21.2 -19.7 -32.8 -30.5 -42.7 -15.0 -74.5 45.2 -18.3 -112.1

Precio de la MME1 (dpb) 33.3 17.3 23.8 34.2 24.7 27.1 30.0 35.6 47.4 57.0 62.7 85.4

Rendimiento Bruto2 (mmp) 185.2 163.8 221.3 315.2 280.0 323.6 418.3 509.5 567.5 659.4 675.4 674.9

Ventas totales (mmp) 264.0 257.0 334.8 468.3 445.3 481.4 625.4 773.6 928.7 1,062.5 1,136.0 1,329.0

Valor exportaciones de petróleo (mmd) 10.3 6.5 8.8 14.6 11.9 13.4 16.7 21.3 28.3 34.7 37.9 43.3

Ingresos petroleros(mmp) 249.0 233.1 286.2 393.1 386.6 410.0 533.4 637.4 726.5 861.3 880.4 762.5

Gastos Operativos (mmp) 20.9 27.3 31.9 39.6 41.6 47.1 50.7 54.3 68.7 78.0 84.9 45.1

Pasivo total (mmp) 186.3 249.6 320.8 412.9 434.0 596.7 799.6 914.2 1,069.4 1,164.8 1,280.4 1,210.0

Deuda Pidiregas (mmp) − − − 122.0 139.4 204.4 299.5 413.7 502.1 593.5 697.9 797.1

Pasivo Laboral (mmp) − − − 167.2 173.0 265.2 300.6 315.4 390.9 454.6 528.2 495.1

Utilidad Operativa (mmp) 167.4 140.3 187.7 274.1 230.7 263.1 339.8 459.3 506.1 628.1 659.0 659.6

Carga Fiscal (mmp)3 159.5 151.9 208.8 293.8 263.5 293.6 382.4 474.3 580.6 582.9 677.3 771.7

% de la utilidad operativa 95.3 108.3 111.3 107.2 114.2 111.6 112.6 103.3 114.7 92.8 102.8 117.0

% del PIB 5.0 3.9 4.5 5.3 4.5 4.7 5.5 6.1 6.9 6.4 6.9 7.4

3 Impuestos, derechos y aprovechamientos.

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

RESUMEN DE INDICADORES FINANCIEROS DE PETRÓLEOS MEXICANOS

1Deflactados con el INPC base 2008. 2 Resulta de la Diferencia entre los ingresos y el costo de ventas.

Utilidad operativa. La utilidad antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, sumó 4.5 billones de pesos en el periodo revisado, es decir, aumentó a una tasa media anual de 13.3% y como proporción del PIB pasó de 5% en 1997 a 7.4% en 2008. Pasivo total. En 2008, el pasivo total de la paraestatal ascendió a 1.2 billones de pesos, incrementándose a una tasa media anual de 18.5%. Los dos rubros más importantes correspondieron a la deuda PIDIREGAS y al pasivo laboral, ya que ambos significaron 79.4% del total acumulado en 1997-2008. Cabe señalar, que la deuda PIDIREGAS fue el pasivo con mayor dinamismo, en razón de que tuvo una tasa media de crecimiento de 23.2% entre 2000 y 2008, generando un elevado costo financiero para PEMEX.

Caída del resultado neto después de carga fiscal

El deterioro financiero de PEMEX ha sido progresivo desde que el gobierno federal decidió financiar sus egresos presupuestarios con ingresos provenientes de la venta de hidrocarburos, a través de la creación de un régimen fiscal especial para PEMEX. Las cuentas de balance y de estado de resultado de la empresa muestran desde entonces un marcado descenso, tanto en su patrimonio como en sus utilidades netas. El régimen fiscal, que incluye una amplia variedad de derechos más el Aprovechamiento sobre Rendimientos Excedentes (ARE) y los impuestos a las gasolinas (IVA) y el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), constituye en conjunto un factor altamente gravoso e impide que la empresa tenga recursos disponibles para financiar la inversión en proyectos de infraestructura del organismo. Desde la creación del esquema PIDIREGAS en 1997, PEMEX tenía disponibles recursos líquidos hasta por 4% del PIB que pudo haber utilizado para desarrollar proyectos de inversión en infraestructura y mantenerlos en el largo plazo. A pesar de


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que sus ingresos tuvieron un comportamiento volátil durante los primeros años de gestación de esos proyectos, sus ingresos operativos se incrementaron en forma creciente. Resultado del elevado régimen fiscal de PEMEX, la inversión pública directa –sin considerar a los proyectos PIDIREGAS– representan una mínima proporción del PIB y solo en los dos últimos años ha mostrado un relativo repunte. La proporción de la carga fiscal –impuestos, derechos y aprovechamientos–, con relación al PIB, registra la evidencia de la naturaleza fiscal de la insuficiencia de recursos de la empresa para financiar la inversión.

5.0%

3.9%4.6%

5.6%

4.8%

5.8%6.3%

7.3%6.7%

8.7%

4.8%

7.2%

2.1%1.8%

0.4%0.3%0.6%0.6%0.5%0.6%0.6%0.5%0.8%0.9%

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

Inversión presupuestal

Fuente: UEC con información de PEMEX.

Carga fiscal

CARGA FISCAL DE PEMEXPorcentaje del PIB

El deterioro adquirió un carácter progresivo en las cuentas de balance de la paraestatal, promovido en lo fundamental por la excesiva carga fiscal que en 1997-2008 aumentó 15.4% promedio anual real y representó 107.2% de la utilidad antes de aplicar la carga fiscal, reflejándose en pérdidas netas por 227.2 miles de millones de pesos 1997-2008, solamente en éste último año fueron por 112 mil millones. A pesar de los altos precios de la mezcla mexicana de crudo y de los elevados ingresos por exportación de petróleo, esta situación no se reflejó en un aumento de los resultados netos de la paraestatal ni en mayores recursos para inversión en infraestructura del organismo. De hecho, como resultado de la carga fiscal, PEMEX reportó adicionalmente un patrimonio progresivamente en descenso. Sin la carga fiscal onerosa, el organismo tendría altas utilidades y un elevado nivel de capitalización. En un escenario medio como el resto de las empresas, en ese periodo, PEMEX hubiera reportado utilidades por alrededor de 1.5 billones de pesos. En una revisión practicada por la ASF8 a la situación financiera de PEMEX en 2004, se determinó que el pago de impuestos del organismo ha compensado la ineficiencia 8 ASF (2004). Auditoría practicada sobre la situación financiera de PEMEX.


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recaudatoria de la SHCP, debido a que un estudio realizado por la UNAM indicó que la evasión y elusión fiscales representaban de 3 a 5 puntos del PIB, lo que para 2004 implicó 610.8 mil millones de pesos, en tanto que la carga fiscal de PEMEX alcanzó 473 mil millones de pesos. Otras instituciones como el CIDE9 indican también, que la evasión es producto de imprecisiones en las leyes, la falta de una fiscalización más eficiente y de la cultura del no pago. La carga fiscal del organismo ascendió a 4.8 billones de pesos en 1997-2008, monto que representó 59% de los ingresos totales reportados en el periodo. De la carga fiscal total, 4.2 billones correspondieron a derechos sobre extracción de petróleo y otros derechos y 592 mil millones al Impuesto IEPS. De haber pagado impuestos como cualquier otra empresa del país, éstos hubieran fluctuado entre 3.5 y 3.7 billones de pesos en el mismo periodo (IEPS más 32% de ISR y una sobre tasa por derechos). Ninguna empresa petrolera en el mundo se grava con impuestos y derechos en la magnitud que ocurre con PEMEX, como se puede constatar en las siguientes cifras de una muestra de empresas petroleras en Estados Unidos, Europa, Asia y América Latina, incluidas las de propiedad estatal; ni aun dentro de estas últimas la venezolana PDVSA que es la que presenta el indicador carga fiscal a ingresos operativos más elevado, después de PEMEX. Mientras que para PDVSA el indicador de carga fiscal disminuyó de 89.4% en 2006 a 66.8% en 2008, en PEMEX ocurrió lo contrario, aumentó para esos mismos años de 92.8% a 117%.

EMPRESA INGRESOS (a)

UTILIDADES ANTES DE

IMPUESTOS (b)

IMPUESTOS (c )

(c/a) (c/b)

EMPRESAS EN EU 889.7 96.6 57.9 6.5 59.9

EXXON MOBIL (EUA) 477.3 81.7 36.5 7.6 44.7

CONOCO PHILLIPS (EUA) 240.8 -3.6 13.4 5.6 -373.3

CHEVRON (EUA) 171.6 18.5 8.0 4.6 43.0

EMPRESAS EN EUROPA 1,225.9 111.3 76.2 6.2 68.4

ROYAL DUTCH SHELL (HOLANDA) 458.3 50.8 24.3 5.3 47.8

BP (REINO UNIDO) 365.7 34.2 12.6 3.4 36.8

TOTAL ( FRANCIA) 225.9 0.0 19.9 8.8 0.0

REPSOL YPF (ESPAÑA) 85.9 6.6 2.7 3.1 40.7

STATOIL (NORUEGA) 90.1 19.7 16.7 18.5 84.8

EMPRESAS DEL ESTADO 488.1 134.5 94.9 19.4 70.5

PDVSA (VENEZUELA) 115.4 35.2 23.5 20.3 66.8

PEMEX (MÉXICO) 98.2 48.7 57.0 58.1 117.0

PETROOBRAS (BRASIL) 118.3 27.0 9.3 7.8 34.3

PETROCHINMA (CHINA) 156.3 23.6 5.1 3.3 21.7

CARGA FISCAL DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2008Miles de Millones de Dólares

Fuente:Elaborado por la UEC con informacion de Hoover´s, ConocoPhillips (Reporte Anual 2008), Informe Anual de Pemex y Pagina Web de las empresas incluidas (Estados financieros ).

9 Bergman, M., Carreón, V. y Hernández, F. (2004). Evasión Fiscal en el Impuesto Sobre la Renta de Personas Morales.


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El problema de la industria petrolera relativo a la falta de infraestructura, caída de la producción y de las reservas, insuficiente inversión en proyectos de investigación, tecnología y exploración en aguas profundas, así como la escasa capacidad de refinación de petrolíferos, entre otros, se explica por esta importante exacción de recursos de PEMEX. Por ello, se requiere del diseño e implementación de una política de seguridad económica y energética de largo plazo que asigne prioridad a una recomposición y destino en la aplicación de los ingresos operativos generados por PEMEX.

Cancelación del esquema de financiamiento PIDIREGAS

Como resultado de la eliminación del esquema PIDIREGAS de PEMEX en octubre de 2008,10 el organismo descentralizado reconoció como deuda pública, todas las obligaciones derivadas de los financiamientos para PIDIREGAS celebrados por sus vehículos financieros, PEMEX Project Funding Master Trust y Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163. Asimismo, PEMEX anunció que, a más tardar el 31 de enero de 2009, reconocería como deuda pública para efectos contables bajo Normas y Principios Básicos de Contabilidad Gubernamental y presupuestarios, todos los financiamientos relacionados con PIDIREGAS. Para efectos de Normas de Información Financiera, los financiamientos relacionados con los PIDIREGAS ya se encuentran incluidos en los estados financieros, por lo que estos cambios no tendrán ningún efecto en el balance general ni en los estados financieros preparados bajo Normas de Información Financiera.11 Disposiciones regulatorias. A partir del 2009, en virtud del nuevo entorno macroeconómico, y a fin de dotar a la economía mexicana de los instrumentos que le permitan mantener el crecimiento, fundamentalmente a través de un impulso en la inversión pública,12 el Congreso a propuesta del Ejecutivo aprobó eliminar el esquema PIDIREGAS de PEMEX –se mantiene el de la CFE– y se excluye su gasto de inversión de la meta presupuestaria en equilibrio. Se establece, de igual forma, que todos los proyectos de inversión de la empresa serán presupuestarios. Al excluir la inversión de PEMEX de la meta del balance presupuestario establecido en la LFPRH, la empresa contará con mayor flexibilidad y recursos y se dará certidumbre a los mismos. Se mantiene el mandato de equilibrio presupuestario, excepto por la inversión de PEMEX.

10 Programa para Impulsar el Crecimiento y el Empleo, Octubre 8 de 2008, SHCP. 11 Nota incluida por PEMEX en su página de internet a propósito de la eliminación del esquema. 12 Véase discurso emitido por la presidencia, noviembre de 2008.


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Programación de pago de obligaciones en el PEF. Debe aclararse que el pasivo total de los PIDIREGAS de PEMEX que en forma acumulada sumó un total de 2.4 billones de pesos, es el que anualmente la empresa está amortizando con base en la tabla de pagos programados que se actualiza con el PEF de cada ejercicio fiscal. Entre 1998 y 2008, de acuerdo con cifras del proyecto de PEF 2009, se erogaron 384.1 mil millones de pesos, 228.5 mil millones de capital y 155.3 mil millones de intereses. El proyecto de PEF 2009 tenía programado destinar para ese ejercicio fiscal 101.9 mil millones de pesos, 57.2 miles de millones de capital y 44.7 miles de millones de intereses. Al excluirlos de la meta del balance presupuestario, la SHCP autorizaría anualmente a PEMEX montos de la deuda interna y externa de PIDIREGAS que han contratado los vehículos financieros y que no son presupuestales pero que forman parte del pasivo de la empresa y que sí están registrados en sus estados financieros.13 Estos últimos deben ser reconocidos como deuda pública directa. La deuda de los proyectos. Un indicador que resulta revelador, es el saldo de la deuda del esquema PIDIREGAS que ha sido utilizado por PEMEX para financiar parcialmente los proyectos y cubrir también parte del servicio de la deuda, mismo que no incluye el pasivo contingente. El saldo del financiamiento contratado por el Master Trust y el fideicomiso F/163, ascendió a diciembre de 2008 a 813.2 mil millones de pesos, monto que representó 77% del saldo del pasivo total consolidado de PEMEX y 6.9% del PIB, proporciones que coinciden con las de la carga fiscal. De ese total, 85% es deuda contratada en los mercados internacionales y que aunque las emisiones han recibido calificaciones superiores a BBB de S&P, no dejan de representar un alto costo financiero para la empresa, ya que algunos de los proyectos realizaron colocaciones de deuda a tasas reales superiores a 10% anual real.

13 PEMEX tiene registradas sus operaciones financieras en una doble contabilidad: (i) bajo los principios de contabilidad gubernamental, donde se incluyen todas sus operaciones presupuestales incluidas las amortizaciones y pagos de intereses de los PIDIREGAS realizados anualmente con inversión financiada directa. (ii) bajo los principios de contabilidad generalmente aceptados, que en adición al anterior incluyen los financiamientos obtenidos por los vehículos financieros.


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SALDO DE LA DEUDA PIDIREGAS Miles de Millones de pesos

47.1 59

.3 71.9

76.5 82.7 92

.4

76.5

97.1

123.

7

175.

6

183.

5

185.

5

185.

1

214.

8

3.7 16

47.8

74.2

96.7 10

4.3

150.

8

2.8 7.1

22

37.7

70.3

94.7 10

0.8

23.4 31

.8

35.2

0

50

100

150

200

250

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Burgos Cantarell

Estrategico de Gas Ku-Maloob-Zaap

Del pasivo total comprometido directo y contingente que asciende a 2.4 billones de pesos, sólo se han cubierto 384.1 mil millones, 16%, los casi 2 billones restantes se pagarán entre 2009 y 2032, que es en principio cuando termina el periodo de pago de las obligaciones financieras. Del saldo total señalado, cinco proyectos absorben 74%: Cantarell, Energético de Gas, KMZ, Burgos y Complejo A. J. Bermúdez. Nuevo registro contable. El pasivo de los PIDIREGAS que en el PEF 2009 se reconoce como deuda pública directa es el que está registrado en los requerimientos financieros del sector público (RFSP),14 que sí aparece en los estados financieros bajo los principios de contabilidad generalmente aceptados (PCGA), más el pasivo reconocido presupuestalmente en la tabla de amortización e intereses. Su efecto es exclusivamente contable y presupuestal debido a que no altera el pasivo total de la empresa, ya que se reconoce en el presupuesto, operaciones de PIDIREGAS que sólo se registraban en el balance y en el estado de resultados. Al incluirse en el presupuesto de inversión de PEMEX, modifican el balance fiscal de la empresa y, en consecuencia, el balance fiscal del sector público presupuestario. El gasto bruto total asignado a PEMEX en el PEF 2009 aprobado para inversión física asciende a 227.5 mil millones de pesos, mismo que será financiado con contratación de deuda. 14 Este concepto tiene dos componentes, el flujo neto anual resultante de la diferencia entre financiamiento y amortización (RFSP), integrado al balance fiscal ampliado y los saldos acumulados a la fecha de corte identificado como el saldo histórico de los RFSP(SHRFSP), utilizados para financiar programas del gobierno federal que no tienen una fuente presupuestal. En ambos, están contabilizados los pasivos contratados por los vehículos financieros Master Trust y el Fideicomiso F/163, garantizados por PEMEX. Para el ejercicio fiscal 2009, estos montos eran por 149.2 mil millones (RFSP) y 78.3 mil millones (PEF2009), es decir, 227.5 mil millones.


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Así, el balance económico del sector público que en el proyecto original se había programado en 0.0% del PIB, con ese ajuste ascendería a 1.8% del PIB y el balance ampliado que incluye los Requerimientos Financieros del Sector Público (RFSP) podría superar 2% del PIB. Los RFSP para 2009 se calcularon a partir del balance público tradicional, agregando las necesidades financieras correspondientes a actividades excluidas del balance por ordenamientos jurídicos, por cobertura institucional y por prácticas presupuestarias, que en el proyecto original se estimaron en 2.0 % del PIB. Con la modificación a la LFPRH relativa al reconocimiento del pasivo PIDIREGAS como deuda directa del sector público presupuestario, los RFSP podrían situarse en 2.5 % del PIB.15

Deuda y régimen jurídico de los vehículos financieros Los vehículos financieros de PEMEX realizan sus transacciones financieras extraterritorialmente y no se sujetan a la normatividad y regulación correspondiente, presupuestal y financiera existente en el país. En el ejercicio fiscal 2008, PEMEX omitió rendir cuentas a la Federación sobre la situación financiera de las transacciones realizadas por instrumentos financieros de este tipo que cuentan entre sus activos con capital del organismo y que realizan operaciones en paraísos fiscales, donde la regulación financiera es laxa y donde coexisten regímenes tributarios de excepción. El Master Trust y el Fideicomiso F/163,16 son los dos vehículos financieros de PEMEX más importantes en la obtención de recursos para financiar la operación de la empresa y para complementar el pasivo de los PIDIREGAS que resulta insuficiente cubrir con recursos propios. Debido al oneroso régimen fiscal, los flujos netos obtenidos de la operación de los PIDIREGAS fueron negativos; por ello, PEMEX recurrió a través de la colocación de diversos instrumentos de deuda a diversos intermediarios del país y del exterior. Dada la escasa claridad sobre el régimen jurídico de estos vehículos, no son considerados filiales, subsidiarias o empresas paraestatales. PEMEX no reportó sus balances en los informes de Cuenta Pública, la cual se prepara y presenta conforme a las Normas Gubernamentales.

15 Este porcentaje no lo hace público la SHCP en el Programa Económico Aprobado 2009, pero se infiere de la diferencia entre el 1.8 % del PIB de PIDIREGAS aprobado para 2009 respecto del 1.3 % del PIB de PIDIREGAS del proyecto de presupuesto original. A diferencia del primero, el nuevo porcentaje estará cubierto con recursos recurrentes presupuestales. 16 Otros vehículos financieros como PEMEX Finance, Limited, RepCon Lux, SA y PEMEX Capita Inc, realizan operaciones más complejas y que también operaron fuera de la normatividad presupuestal y financiera del país. Sus transacciones están vinculadas con emisiones de deuda y cuentas por cobrar provenientes de la venta de petróleo crudo, a través de mecanismos de securitization con ingresos futuros del petróleo; la monetización de acciones de la empresa Repsol YPF, y como instrumentos de emisión de pagos.


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En los estados financieros consolidados de PEMEX, la paraestatal elabora su información con base en las Normas de Información Financiera, antes PCGA, en los que consolida a los vehículos en el rubro de deuda de largo plazo y, no así bajo los criterios de la contabilidad gubernamental (PBCG), debido a que los vehículos no son entidades que estén bajo control presupuestal, de acuerdo con lo expuesto por PEMEX sobre la naturaleza de estos intermediarios. No obstante, para informar a la Securities and Exchange Commission (SEC), de EUA, sí se consideró como deuda todo el pasivo de estos instrumentos financieros y no se reportó para propósitos de Cuenta Pública y Presupuesto de Egresos. En el gasto programable de los ejercicios fiscales correspondientes se registraron parcialmente los pasivos.

Inversiones en capital Para el año 2008, las inversiones de capital de la paraestatal alcanzaron un monto de 201 mil 740 millones de pesos, representando una variación real positiva de 11.2 % respecto de 2007. En la evolución de la inversión de capital, es de notar el declive de la participación de la inversión directa programada que pasó de representar 61% en 1998 a sólo 11.8% en 2008; en contraste, fue creciendo la relevancia de la inversión PIDIREGAS, que para este último año representó 88.2% en el total de la inversión. Lo anterior complica la determinación puntual de la inversión en capital efectiva anual realizada por PEMEX, al existir la posibilidad en el rubro de inversión PIDIREGAS de efectos contables. Indudablemente, transparentar la inversión efectiva neta realizada por Pemex, es un asunto que la fiscalización debiera indagar con toda precisión.

Concepto 1998 1999 2000 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Total 50,010 52,382 71,268 113,687 122,863 126,988 150,397 170,111 201,740

Inversión Programada 30,521 25,103 28,834 19,013 12,243 21,436 20,130 17,573 23,773

Participación porcentual 61.0 47.9 40.5 16.7 10.0 16.9 13.4 10.3 11.8

Inversión PIDIREGAS 19,489 27,279 42,434 94,674 110,620 105,552 130,267 152,538 177,967

Participación porcentual 39.0 52.1 59.5 83.3 90.0 83.1 86.6 89.7 88.2

INVERSIONES EN CAPITAL(Millones de pesos)

Fuente: Elaborado por la UEC con datos de Pemex, anuario estadístico e informes anuales.

Inversión en producción y exploración

La Secretaría de Energía (SENER) indica que en línea con los Ejes Rectores de Seguridad Energética y Eficiencia Económica y Productiva, se debe completar la caracterización de recursos de hidrocarburos aprovechando las tecnologías de punta. Por ello, habrá que asegurar la mejor aplicación de los recursos físicos y financieros en


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la exploración, y utilizar la disponibilidad de la tecnología, capacidades humanas y de ejecución para resolver las complejidades que presentan los nuevos yacimientos.

En varias auditorías al Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), la ASF da cuenta que los recursos destinados por PEMEX para la contratación de servicios investigación y desarrollo tecnológico (IDT) son insuficientes y aunque sus montos se mantuvieron ligeramente al alza entre 2001 y 2005, para 2006 y 2008 disminuyeron sensiblemente. Por otra parte, con información de otras fuentes se ha verificado que la IDT en energía es de sólo 0.065% del PIB y la del IMP no alcanza ni la mitad. México es el país más rezagado en IDT entre los países que integran la OCDE.

Declive de la producción y estancamiento en la refinación de crudo en Pemex Durante 2008, la producción de crudo se redujo en 9.1%, en una tendencia declinante registrada desde 2004. Por su parte, la capacidad de refinación permaneció estancada por séptimo año consecutivo.

Concepto 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008Variación 2008/2007

Producción 3,560 3,585 3,789 3,824 3,760 3,683 3,471 3,157 -9.10%

Refinación 1,481 1,463 1,463 1,463 1,463 1,463 1,463 1,463 0.00%

Fuente: Elaborado por la UEC con datos de BP Statistical Review of World energy, junio de 2009.

PRODUCCIÓN Y REFINACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO DE PEMEX(Miles de Barriles Diarios)


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Capacidad de refinación e importaciones de Pemex El estancamiento de la capacidad de refinación del petróleo crudo ha implicado un crecimiento de las importaciones de petrolíferos para satisfacer fundamentalmente el crecimiento de la demanda interna de gasolina. La solución de esta problemática pasa por el desarrollo e instrumentación de un modelo de evaluación de optimización de la utilización de las refinadoras de Pemex-Refinación, cuya fiscalización se torna urgente dado el crecimiento de las importaciones de productos refinados. En 2008 las importaciones crecieron 38.5%, y las exportaciones lo hicieron en 16.4%. La participación de las importaciones totales de productos refinados respecto de las exportaciones totales realizadas por Pemex pasó de 31.7% en 2001, a 47.4% en 2008.

Concepto 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008Variación 2008/2007

Exportaciones 12,944.7 14,691.1 18,437.9 23,421.6 31,702.6 38,671.9 42,581.6 49,551.4 16.4%

Petróleo crudo 11,927.7 13,392.2 16,673.3 21,257.9 28,329.4 34,706.8 37,937.5 43,324.1 14.2%

Otros 1,017.0 1,298.9 1,764.6 2,163.7 3,373.2 3,965.1 4,644.1 6,227.3 34.1%

Importaciones Totales 4,108.5 3,316.5 3,913.8 5,565.2 9,363.5 11,291.6 16,938.2 23,466.0 38.5%

Porcentaje respecto de las exportaciones 31.7 22.6 21.2 23.8 29.5 29.2 39.8 47.4 19.1%

Importaciones de petrolíferos 3,656.2 2,495.2 2,423.3 3,791.6 7,858.7 10,028.8 15,797.5 21,886.9 38.5%

Porcentaje respecto de las exportaciones 28.2 17.0 13.1 16.2 24.8 25.9 37.1 44.2 19.1%

DINÁMICA DE LAS IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE PEMEX(Millones de Dólares)

Fuente: Elaborado por la UEC con datos de Pemex, anuario estadístico e indicadores petroleros. Implicaciones de la baja capacidad de refinación. En 2008, se registraron compras de petrolíferos en el exterior por un monto de 210.5 mil millones de pesos, las gasolinas representaron 71% del total con 146.5 mil millones de pesos. La gasolina regular absorbió 51% del total, le siguió la Premium con 18.6% y la turbosina con 1.1%; por su parte, el diesel representó 17.5% de las importaciones totales de petrolíferos.17 Lo anterior es producto de la baja capacidad de refinación del país que por más de 15 años procesa sólo 52% de la producción de petróleo crudo, por lo que los volúmenes de crudo que no se pueden transformar, en gran medida, se tienen que destinar como insumo al mercado externo.

17 Compra de Productos Petrolíferos de Importación. Revisión practicada por la Auditoría Superior de la Federación a PEMEX Refinación, relativa al Informe de Cuenta pública 2008.


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Fuente: UEC, con información de BP Statistical Review of World Energy, Junio de 2009.

PETRÓLEO CAPACIDAD DE REFINACIÓN

Miles de barriles diarios

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000Estados Unidos

China

Federación Rusa

Japón

India

Corea del Sur

Italia

Alemania

Arabia Saudita

Francia

Canadá

Brasil

Irán

Reino Unido

México

España

Ven

ezuela

Países Bajos

Singapur

Taiwán

Tailandia

Indonesia

Kuwait

Bélgica

Australia

Iraq

E. Á

rabes Unid.

Argentina

Turquía

Antillas & Aruba

Grecia

Suiza

Noruega

1998 2008

Como se puede constatar en la gráfica anterior, México ha mantenido inmóvil su capacidad de refinación desde 1998. Aunque no es de los más bajos del mundo, resulta desfavorable su posición considerando que ocupa el séptimo lugar a nivel mundial en la producción de petróleo crudo. Esta situación significa que existen países productores de petróleo que a pesar de tener una industria más pequeña en cuanto a la producción del hidrocarburo, han innovado en mayor medida sus procesos de transformación, aumentando la capacidad de las plantas de refinación y/o construyendo instalaciones nuevas.

El margen de refinación El margen de refinación es la diferencia entre el precio al cual los refinadores de petróleo venden el producto terminado y el costo de adquirir petróleo crudo. En 1991, la Rand Corporation estimaba el margen en 2%. Después del cierre de refinadoras y de un proceso de consolidación en la industria, y la desaparición de un número relevante de pequeños e independientes refinadores, el margen se elevó a 24% en 2005. En los subsecuentes años hasta el 2008, el margen varió poco.18 Este incremento de los márgenes en la industria internacional de la refinación tiene que ver con una menor capacidad de refinación existente en relación a la demanda de gasolina y a la concentración en pocas empresas del control del proceso de refinación. La situación positiva de los márgenes de la refinación en el mercado internacional no se repite en México, debido a la política de precios de transferencia establecida por las subsidiarias de Pemex. Sería conveniente contar con un estudio de fondo sobre

18 De acuerdo al American Petroleum Institute, el rendimiento en la inversión en la refinación era superior al de la inversión en la producción de petróleo y gas.


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alternativas de precios entre las subsidiarias de Pemex (incluyendo la opción de consolidación de dichas subsidiarias) que permita aprovechar la rentabilidad de los márgenes de refinación como ocurre en el mercado internacional.

Calidad de la composición de la producción de Petróleo En los últimos años, ha habido una reducción consistente de la participación del petróleo crudo pesado en la producción total efectuada por PEMEX, que pasó de 72.0% en 2003 a 63.2% en 2008. En contraste, se incrementó la participación del crudo ligero de 24.0% a 29.2% en ese periodo y mejoró la participación del crudo superligero en 3.5 puntos porcentuales. Estas tendencias se explican en buena medida por la pérdida de la participación del crudo pesado asociada a la reducción en la producción de petróleo crudo por el agotamiento de Cantarell.

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Producción Total 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

Crudo pesado 54.0 53.8 58.9 63.9 68.4 72.0 72.7 71.6 68.9 66.7 63.2

Crudo ligero 27.6 27.7 24.3 21.1 26.6 24.0 23.3 24.1 25.5 27.4 29.2

Crudo superligero 18.3 18.5 16.8 15.1 4.9 4.0 4.0 4.3 5.5 5.9 7.5

COMPOSICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (Porcentaje)

Fuente: Elaborado por la UEC con base en los anuarios estadísticos e indicadores petroleros de Pemex.

Producción y elaboración de petroquímicos Durante los últimos diez años, la capacidad de producción de productos petroquímicos de PEMEX se ha mantenido prácticamente constante con cifras de 12.6 millones de toneladas en los años recientes. En contraparte, de 1998 a 2008, la elaboración de petroquímicos se redujo gradualmente, lo que aumentó de manera sustantiva la capacidad instalada no utilizada. Así, el coeficiente que mide la relación entre la elaboración de petroquímicos y la capacidad de producción, descendió casi en 19 puntos porcentuales. Esta menor elaboración de productos fue compensada por el incremento de los precios de los productos petroquímicos, de tal manera que las ventas internas en valor, se han mantenido con crecimientos importantes en términos reales. En el caso del volumen de ventas, es de observarse que en la última década ha observado una moderada tendencia descendente, pues en 1998, Pemex vendió 4.4 millones de toneladas de productos petroquímicos, mientras que en 2008 se vendieron sólo 2.8 millones de toneladas.


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Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Capacidad de Producción de petroquímicos 12.4 11.7 11.6 11.2 11.6 12.5 12.5 12.6 12.6 12.6 12.8

Elaboración de petroquímicos 10.0 8.0 6.8 6.0 5.9 6.1 6.2 6.2 6.6 7.5 7.8

Elaboración de petroquímicos / Capacidad de producción

80.1% 68.1% 58.7% 53.6% 50.9% 48.7% 49.6% 49.5% 52.3% 59.6% 61.3%

Valor de ventas (miles de millones de pesos) 9.7 9.3 10.0 7.9 7.1 10.6 16.4 19.7 20.4 21.4 25.8

Volumen de ventas internas 4.5 3.6 2.5 2.3 2.2 2.1 2.4 2.5 2.5 2.7 2.8

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN, ELABORACIÓN Y VENTA DE PETROQUÍMICOS(Millones de Toneladas)

Fuente: Elaborado por la UEC con base en los anuarios estadísticos de Pemex, 1998-2008.

Elevada producción de gas y descenso de los petroquímicos Si bien en el periodo 2005-2008 la producción de gas natural creció a una tasa media anual de 9.5% y sólo en este último año fue de 14.3% respecto a 2007, por región productora se registraron crecimientos heterogéneos siendo las regiones Marina Noreste la que presentó los mayores volúmenes (89.7%) respecto de lo programado.

42.3%35.3%33.2%32.8%

21.0%

22.3%25.2%29.1%

36.8%

42.2%41.6%

38.1%

2005 2006 2007 2008

Total

Región Norte

Región Sur

Regiones Marinas

Fuente: Elaboración UEC con información de PEMEX.

PRODUCCIÓN DE GAS NATURALMillones de píes cúbicos diarios

4,817

5,357

6,053

6,919

TMAC2005-2008

9.5%

16.6%

0.9%

8.5%

Con excepción de 2004 y 2006, la producción de gas natural en 2000-2008 resultó insuficiente para cubrir satisfactoriamente la demanda de PEMEX Gas y Petroquímica Básica y PEMEX Refinación. En particular, durante 2008 se presentó un faltante de 396 millones de píes cúbicos por lo que PEMEX tuvo que recurrir a la importación de gas natural por 450 millones de píes cúbicos. No obstante lo anterior, PEMEX Exploración y Producción en ese mismo año envió a la atmósfera 1,334 millones de píes cúbicos diarios de gas natural, volumen superior en 144% al promedio registrado en 2007, lo que se debió al alto contenido de nitrógeno.


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País / Región 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008Variación 2008/2007

Total Mundial 2/ 2,273.0 2,330.9 2,412.4 2,477.4 2,519.4 2,615.5 2,694.1 2,777.8 2,876.1 2,945.3 3,065.6 3.8%

Federación Rusa 534.8 534.6 528.7 526.2 538.8 561.4 573.3 580.1 593.8 592.0 601.7 1.4%

Estados Unidos 538.7 533.3 543.2 555.5 536.0 540.8 526.4 511.1 524.0 540.5 582.2 7.5%

Canada 173.4 176.8 182.2 186.5 187.9 184.7 183.7 187.4 188.4 184.1 175.2 -5.1%

Irán 50.0 56.4 60.2 66.0 75.0 81.5 84.9 103.5 108.6 111.9 116.3 3.6%

Noruega 44.2 48.5 49.7 53.9 65.5 73.1 78.5 85.0 87.6 89.7 99.2 10.4%

Algeria 76.6 86.0 84.4 78.2 80.4 82.8 82.0 88.2 84.5 84.8 86.5 1.7%

Arabia Saudita 46.8 46.2 49.8 53.7 56.7 60.1 65.7 71.2 73.5 74.4 78.1 4.7%

China 23.3 25.2 27.2 30.3 32.7 35.0 41.5 49.3 58.6 69.2 76.1 9.6%

México 38.4 37.1 37.8 37.4 38.9 41.2 42.7 45.0 51.6 54.0 54.9 1.3%

Venezuela 32.3 27.4 27.9 29.6 28.4 25.2 28.4 27.4 31.5 32.1 31.5 -2.2%

Brasil 6.3 7.4 7.5 7.7 9.2 10.0 11.0 11.0 11.3 11.3 13.9 22.4%

América 839.3 839.2 862.9 883.6 868.7 883.7 884.6 881.5 915.1 933.7 971.2 6.4%

Unión Europea 223.4 226.6 232.0 232.9 227.7 223.6 227.4 211.9 201.3 187.5 190.3 1.2%

Medio Oriente 185.0 194.7 208.1 233.3 247.2 262.9 285.1 319.9 339.1 357.6 381.1 6.3%

OECD 1,041.8 1,047.2 1,071.0 1,093.8 1,083.9 1,091.2 1,088.0 1,072.1 1,086.6 1,092.1 1,136.6 3.9%

Unión Soviética 625.3 636.6 654.4 657.1 671.2 701.9 723.5 738.0 758.0 772.2 793.7 2.5%

Otros EME's 605.9 647.0 687.0 726.5 764.3 822.4 882.6 967.7 1,031.5 1,081.1 1,135.3 4.7%

Nota: Las estimaciones de este cuadro se han compilado utilizando una combinación de fuentes oficiales y de datos de CEDIGAZ y la Secretaría de la OPEP.

Fuente: Elaborado por la UEC con Información de BP Statistical Review of World Energy, junio de 2009.

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL(Miles de millones de metros cúbicos) 1/

1/ En la medida de lo posible, los datos mencionados anteriormente representan metros cúbicos (medido a 15 º C y 1,013 mbar), ya que se derivan directamente del equivalente de petróleo utilizando un factor de conversión media, no debe confundirse necesariamente con los volúmenes de gas expresado en términos específicos en toneladas.

2/Las variaciones anuales y las cuotas del total se calculan en millones de figuras de petróleo equileventes a toneladas.

Estrategia de determinación de precios energéticos para la competitividad de la

economía mexicana. Los empresarios del sector industrial demandan precios de los energéticos que les permitan ser competitivos a nivel internacional. Sin embargo, una política de esta naturaleza, implica menores ingresos para el gobierno por concepto de venta de bienes y servicios relacionados con el sector energético. En el corto plazo, una política de precios de los energéticos para hacer competitivo al sector industrial, generará mayor presión a las finanzas públicas. No obstante, en el largo plazo, al ser más competitivas las empresas del sector industrial, generarán mayor crecimiento económico y un mayor potencial.

Riesgo de la cobertura de precios El seguro de precios adquirido por la SHCP mediante la compra de contratos de opciones “put” (derecho a vender petróleo a un precio determinado), tiene por objetivo el resarcimiento (parcial) de los ingresos que el gobierno a través de Pemex pierde por una reducción del precio del petróleo por el entorno volátil de precios existente en el mercado.


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Este resarcimiento de ingresos ante una caída de precios es menor o mayor en función de los siguientes elementos que integran el seguro de precios: a) costo de la prima por contrato b) nivel de precio objetivo contratado en las opciones (strike price), c) composición del precio base de la cobertura (precio de la mezcla mexicana, precio del Brent, o precio del WTI), y d) composición del precio del petróleo crudo exportado. Hasta ahora, los riesgos de resarcimiento óptimo de ingresos para la SHCP del seguro asociado a la cobertura petrolera, no han sido evaluados por la fiscalización, no obstante las revisiones practicadas sobre el asunto en las dos últimas cuentas públicas revisadas por la ASF. Este riesgo es mayor en virtud de que en el trabajo de revisión de la ASF a PMI, identificó la existencia de distintos tipos de precios base para la determinación de los precios de exportación, lo que implica un mayor riesgo de base de la cobertura o del seguro de precios contratado (basis risk).

Riesgo de concentración de las exportaciones de petróleo De las revisiones realizadas por el órgano de fiscalización superior de la Federación a la comercialización del petróleo crudo en los mercados internacionales se infiere una concentración excesiva en pocos clientes. En sus auditorías, la ASF identificó también contratos de comercialización de largo plazo (contratos evergreen) y contratos de corto plazo, realizados por PMI en el mercado internacional, cuya composición debe ser precisada.

Pasivos laborales No obstante que la reserva para obligaciones laborales de la paraestatal registró durante 2008 una reducción significativa respecto del año anterior, el monto de los pasivos totales por 495 mil 083.5 millones de pesos representa 40.9% de los pasivos totales de PEMEX, una proporción por demás significativa.

Concepto 2004 2005 2006 2007 2008

Reserva para obligaciones laborales 315,436.0 390,890.2 471,665.2 528,201.3 495,083.5

Pasivo total 944,651.4 1,112,776.8 1,208,564.8 1,280,372.7 1,209,952.0

Reserva laboral / pasivo total 33.4% 35.1% 39.0% 41.3% 40.9%

PARTICIPACIÓN DEL PASIVO LABORAL EN EL TOTAL DE OBLIGACIONES DEL BALANCE CONSOLIDADO DE PEMEX(Millones de Pesos)

Fuente: Elaborado por la UEC con datos de Pemex, anuario estadístico e informes anuales.


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Transparencia y fiscalización en el funcionamiento de las empresas filiales de Pemex

La ASF ha señalado en su fiscalización a las 41 empresas en las que Pemex y sus organismos subsidiarios tienen participación accionaria, que no presentan un régimen legal definido. La ASF también señaló que Pemex no se beneficia de las utilidades generadas por las empresas del grupo PMI. Estas conclusiones implican que dichas empresas no están sujetas en estricto sentido a un régimen de control, transparencia, fiscalización, y rendición de cuentas adecuados.

Aplicación de los recursos de los fideicomisos Pemex Proyect Funding Master Trust y F163

El saldo del financiamiento contratado por el Master Trust y el fideicomiso F/163, ascendió a diciembre de 2008 a 813.2 mil millones de pesos, monto que representó 77% del saldo del pasivo total consolidado de PEMEX y 6.9% del PIB. Al respecto, el órgano de fiscalización superior de la federación había señalado en sus revisiones a estos dos fideicomisos que no podía identificar, con la información a su alcance, la aplicación de los recursos de estos fondos, lo que genera opacidad y nula rendición de cuentas.

Riesgos de los Vehículos financieros sin control presupuestal

Persiste el problema identificado por la ASF de que algunos vehículos financieros creados por Pemex, no se consolidan en la Cuenta Pública, por no ser entidades de control presupuestal, por lo que los riesgos en que incurren escapan a la fiscalización y a la rendición de cuentas. En esta circunstancia se ubican, entre otras, las operaciones de inversión en Repsol fiscalizadas en la Cuenta Pública 2007 y 2008.

El costo financiero de los pasivos PIDIREGAS y la estrategia de amortización de obligaciones onerosas

El costo financiero de los proyectos de inversión PIDIREGAS, incluyen una prima de riesgo que el gobierno está dispuesto a pagar al contratar pasivos no registrados en deuda pública. El reconocimiento en la contabilidad de Pemex de los pasivos PIDIREGAS, no implica la desaparición instantánea de la prima de riesgo debido a la vigencia de los contratos, por lo que sería conveniente evaluar la posibilidad de que Pemex o el gobierno procedieran a pagar pasivos PIDIREGAS onerosos, para que sea factible generar ahorros sustanciales de pago de intereses, en virtud de que el saldo de la deuda PIDIREGAS Pemex, es muy elevado.


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Concesión de gasolineras Para promover una economía con mercados competitivos, la concesión de gasolineras a privados debe evitar la concentración en pocas compañías; asimismo, en los contratos de concesión se debe promover que los privados generen empleos remunerados y competitivos, y brinden servicios de calidad al público con gasolina de mejor calidad. La fiscalización no ha evaluado estos temas relacionados directamente con el bienestar de la sociedad que demanda productos refinados de calidad.

Discrecionalidad en el otorgamiento de donativos por Pemex En revisiones realizadas por la ASF, el órgano de fiscalización superior encontró que la normativa presupuestaria carece de criterios para acotar la discrecionalidad en el otorgamiento de donativos, evaluar su impacto social, y cuantificar la contribución del donativo en el logro de los objetivos de los programas.

Aplicación de reconocimiento de adeudo celebrado entre Pemex y el Sindicato La ASF determinó que el Sindicato de Pemex celebró un contrato de reconocimiento a favor de la paraestatal por 1 mil 581.4 millones de pesos, más el reconocimiento de interés, cuyos finiquitos se realizarían a lo largo del tiempo con fecha final en septiembre de 2031. Sería relevante que el monto global de resarcimientos a que da lugar esa observación de la ASF, sea computado de manera fraccionada en el rubro de resarcimientos derivados de la acción fiscalizadora por el ente fiscalizador, en función del monto anual de pagos efectivos que realice el sindicato a Pemex hasta su conclusión en 2031. El hecho de tener un convenio, no debiera significar que se contabilicen como resarcidos los recursos que probablemente puedan obtenerse en el futuro; hoy son más bien un concepto de ingreso “virtual”, pero no efectivo.

Cambios discrecionales de Pemex de los términos de los contratos de inversiones físicas

En las revisiones recientes a inversiones físicas de proyectos de inversión PIDIREGAS, la fiscalización determinó que para un número importante de la muestra revisada los hechos más relevantes son la recurrencia en el incremento sustancial de los plazos y de los montos de los proyectos realizados, a través de convenios modificatorios a las condiciones originalmente establecidas en dichos proyectos. Esta problemática es un campo fértil para la fiscalización de seguimiento dinámico.


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2.3 Presiones en el Subsector Eléctrico Mayor capacidad instalada del sector eléctrico

La evolución de la capacidad instalada del sector eléctrico a nivel nacional ha respondido al crecimiento de la demanda de energía eléctrica. Entre 1980 y 1990, registró un incremento promedio anual de 5.3%, disminuyendo su ritmo de crecimiento a 3.7% promedio anual en la década de 1990-2000 y elevándose nuevamente a 4.9% medio anual para el periodo 2000‐2008. Entre los años 2000 y 2008 se observó un crecimiento significativo de la participación del sector privado en la capacidad instalada y en la generación de energía eléctrica, lo que se aprecia al revisar las tasas medias de crecimiento anual que presentan estos indicadores. La participación del sector privado (únicamente permisionarios) representó en 2008 el 14% respecto de la capacidad instalada para generación total con 8 mil 326 MW. Para ese año, la capacidad instalada total ascendió a 59 mil 432 MW, lo que representa 3.5 veces la capacidad con la que se contaba en 1980. Se estima que para 2009 ésta ascienda a 60 mil 217 MW. Por su parte, la capacidad instalada del sector paraestatal disminuyó su ritmo de crecimiento de 5.6% promedio anual en el periodo de 1980‐1990 a 3.8% entre 1990 y 2000, recuperándose para el periodo 2000-2008 al registrar un incremento medio anual del 4.2%. En lo que hace a la capacidad instalada del sector privado, se observó un comportamiento contrario, es decir, después de haber registrado tasas medias de crecimiento de 2.9% y 2.5% en los periodos 1980‐1990 y 1990‐2000, respectivamente, la capacidad instalada en el periodo 2000‐2008 tuvo un crecimiento medio anual que alcanzó una tasa del 10.3%.

Sin cambios en la composición de la demanda de energía eléctrica La estructura de la demanda no ha registrado cambios significativos desde 1980, siendo el sector industrial el principal consumidor de energía eléctrica, por lo que el comportamiento de la demanda de esta última tiene estrecha relación con la evolución de la actividad económica. En 2008 representó 59.1% de las ventas internas totales, seguido por el sector residencial con 25.5%, ambos sectores concentraron el 84.6% de las ventas internas de energía eléctrica.

La disminución en el ritmo de la cantidad demandada disminuiría las presiones sobre el incremento en la capacidad instalada de generación, misma que se incrementó en 4.5 mil MW respecto a los 51 mil MW observados en 2008, por lo que habría margen


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suficiente incluso para nuevas adiciones y reprogramaciones de modernización de plantas. Debe considerarse que actualmente se está operando con márgenes de reserva altos respecto a los niveles medios recomendados internacionalmente; en el mediano plazo existe capacidad instalada suficiente para satisfacer la demanda.

Dinamismo en generación bruta de electricidad y red de distribución En 2008 la generación bruta de energía eléctrica del sector paraestatal ascendió a 234 mil Gigawatts‐hora (Gwh), mientras que la energía eléctrica generada por los permisionarios fue de 33.6 mil Gwh, cifra esta última 6 veces superior respecto de los 5.1 mil Gwh que se generaban a través del servicio privado y mixto en 1980. La tasa media de crecimiento anual de la generación bruta producida por permisionarios fue de 14.2% entre 2000 y 2008. Las cifras oficiales prevén que la generación bruta total nacional al cierre de 2009 sea de 287 mil Gwh. Al finalizar 2008, la red de transmisión y distribución total de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se integró por 729 mil kms, entre líneas de 400, 230 y 161 kiloVolts (KV); y 47 mil 283 kms de líneas de subtransmisión con niveles de tensión de 138, 115, 85 y 69 kilovolts (kV), el sistema cuenta con una capacidad total de 190.4 mil Megavatios (MVA) a septiembre de 2009. Las líneas de transmisión y distribución de electricidad cubren casi la totalidad del territorio nacional y se estima que son 25 mil 934 localidades las que cuentan con electricidad.

Incremento de las pérdidas de energía eléctrica

En el proceso de distribución de energía eléctrica se presentan pérdidas técnicas y no técnicas. En el periodo 2000-2009, en el caso del área de atención de la extinta Luz y Fuerza del Centro (LFC), dichas pérdidas se incrementaron de manera casi constante hasta alcanzar un máximo de 33.2% en 2009. En el resto del país, el comportamiento ha sido más estable, con pérdidas de aproximadamente 11%, con variaciones poco significativas. A nivel internacional, las pérdidas totales de energía oscilan entre 6 y 8%.19

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


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PÉRDIDAS TOTALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA Porcentaje del total de energía generada

Fuente: Estrategia Nacional de Energía, Febrero de 2010, SENER.

Estándarinternacional

6‐8%

Liquidación de Luz y Fuerza del Centro

Respecto del proceso de revisión practicado a Luz y Fuerza del Centro en la Cuenta Pública 2008, por parte de la ASF, debe señalarse que éste se realizó parcialmente en razón de que el 11 de octubre de 2009, el Ejecutivo Federal publicó en el Diario Oficial de la Federación el “Decreto por el que se extingue el organismo descentralizado Luz y Fuerza del Centro” por lo que no fue factible aplicar una muestra a los procedimientos de auditoría sobre la presupuestación, licitación, contratación y ejecución que se tenía previsto fiscalizar. Evidentemente, la ASF deberá realizar una profunda revisión a las causas de la liquidación, pero sobre todo al proceso llevado a cabo para la extinción de esa entidad, verificando el cumplimiento de la Ley y analizando los temas fundamentales vinculados a su operación, su situación financiera y los aspectos técnicos que transparenten la quiebra de LFC.


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3. RESULTADOS RELEVANTES DE LA FISCALIZACIÓN SUPERIOR EN EL SECTOR ENERGÍA. REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2008

Auditorías practicadas

Como resultado de la fiscalización superior de la Cuenta Pública 2008, la ASF practicó 96 auditorías al sector Energía, 15 revisiones menos que en la revisión del ejercicio anterior, lo que implicó una disminución de 13.5%. Las auditorías practicadas al sector representaron el 44.4% del total revisado en el bloque funcional de Desarrollo Económico (216 revisiones) y el 9.7% de la fiscalización superior de la Cuenta Pública 2008 (987 auditorías). El 82.3% de las revisiones al sector fue de regularidad (79 auditorías) y el 14.6% de desempeño (14). Sólo se practicaron 2 auditorías de carácter especial y una de situación excepcional. Por consecuencia, apenas 1.5 de cada 10 revisiones practicadas al sector fue de desempeño y poco más de 8 de cada 10 fueron de regularidad.

FINANCIERAS Y DE

CUMPLIMIENTO

INVERSIONES FÍSICAS

SISTEMAS

TOTAL ENERGÍA 14 2 43 36 0 0 1 96

1 Comisión Federal de Electricidad 2 1 4 8 1 162 Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias 1 13 Instituto Mexicano del Petróleo 1 14 Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares 1 15 Luz y Fuerza del Centro 2 4 4 106 Petróleos Mexicanos 1 10 117 Pemex Exploración y Producción 3 14 18 358 Pemex Gas y Petroquímica Básica 2 2 3 79 Pemex Petroquímica 1 2 3 6

10 Pemex Refinación 2 5 711 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 1 1

AUDITORÍAS PRACTICADAS POR LA ASF AL SECTOR ENERGÍA EN LA REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2008

SITUACIÓN EXCEPCIONAL

TOTALESPECIAL

AUDITORÍAS DE REGULARIDAD

Fuente: Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008, ASF.

SEGUI-MIENTO

N° SECTOR / ENTE DESEMPEÑO

Respecto de la revisión de la Cuenta Pública 2007, las auditorías de regularidad disminuyeron 21.8% (pasaron de 101 a 79 auditorías) y las de desempeño aumentaron 133.3% (pasaron de 6 a 14 auditorías de este tipo).

Cobertura de la fiscalización La cobertura de fiscalización en el sector Energía abarcó 11 entes. La entidad más auditada del sector fue Pemex Exploración y Producción con 35 revisiones practicadas, seguida de CFE (16) y Pemex Corporativo (11). Las auditorías de desempeño fueron aplicadas a 8 entidades (3 a Pemex Exploración y Producción, 2 a CFE, LyFC, Pemex Gas y Petroquímica Básica y Pemex Refinación, y 1 al Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares, Pemex y Pemex Petroquímica).


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Observaciones-acciones promovidas Como resultado de las 96 revisiones practicadas al sector Energía, la ASF emitió 215 observaciones (257 observaciones menos que en el ejercicio anterior), de las cuales se promovieron 258 acciones (vs. 631 acciones promovidas en el ejercicio previo): 192 recomendaciones y 66 acciones correctivas, entre las que destaca la promoción de responsabilidad administrativa sancionatoria (57.6% de las acciones correctivas). Más del 74% de las acciones promovidas por la ASF, correspondió a recomendaciones.

R RD PEFCF SA PRAS PO DH

TOTAL ENERGÍA 96 215 126 66 7 7 38 14 0 2581 Comisión Federal de Electricidad 16 32 14 14 6 3 372 Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias 1 3 3 2 53 Instituto Mexicano del Petróleo 1 04 Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares 1 10 10 105 Luz y Fuerza del Centro 10 12 8 4 126 Petróleos Mexicanos 11 25 21 1 1 2 6 2 337 Pemex Exploración y Producción 35 81 54 24 6 5 13 1 1038 Pemex Gas y Petroquímica Básica 7 12 8 3 1 1 139 Pemex Petroquímica 6 12 11 1 3 1510 Pemex Refinación 7 26 13 13 2 2811 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 1 2 2 2

R. Recomendación.RD. Recomendación al Desempeño.PEFCF. Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación Fiscal.SA. Solicitud de Aclaración-Recuperación.PRAS. Promoción de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria.PO. Pliego de Observaciones.DH. Denuncia de Hechos.

TOTAL


ACCIONES PROMOVIDAS

OBSERVACIONES-ACCIONES PROMOVIDAS AL SECTOR ENERGÍA EN LA REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2008

N° SECTOR / ENTE REVISIONES OBSERVACIONES

Este sector registró un promedio de 2.2 irregularidades por auditoría y la entidad que presentó un mayor número de irregularidades por revisión fue el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares (10 observaciones de las que se derivaron el mismo número de recomendaciones al desempeño). LyFC fue la entidad que registró un mayor número de pliegos de observación, lo que implica probables daños al patrimonio de la Hacienda Pública Federal. En números absolutos, las entidades con más observaciones-acciones emitidas independientemente del número de auditorías practicadas, fueron: Pemex Exploración y Producción con 81 observaciones emitidas y 103 acciones promovidas y CFE (32 observaciones y 37 acciones).

Dictámenes emitidos De las auditorías practicadas por la ASF al sector Energía, 6 de cada 10 tuvieron un dictamen con opinión limpia y 4 con opinión negativa o con salvedad. Pemex Exploración y Producción fue la entidad con mayor número de dictámenes con opinión limpia (25) y esta misma entidad fue la que registró también el mayor número de dictámenes negativos (3).


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OPINIÓN LIMPIA

OPINIÓN CON SALVEDAD

OPINIÓN NEGATIVA

ABSTENCIÓN DE OPINIÓN

TOTAL ENERGÍA 1/ 95 59 24 8 4

1 Comisión Federal de Electricidad 15 10 3 2 02 Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias 1 0 1 0 03 Instituto Mexicano del Petróleo 1 1 0 0 04 Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares 1 0 1 0 05 Luz y Fuerza del Centro 10 0 4 2 46 Petróleos Mexicanos 11 7 4 0 07 Pemex-Exploración y Producción 35 25 7 3 08 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 7 5 2 0 09 Pemex-Petroquímica 6 4 1 1 0

10 Pemex-Refinación 7 6 1 0 011 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 1 1 0 0 0

TIPO DE DICTAMEN

NATURALEZA DE LOS DICTAMENES DE LAS AUDITORÍAS PRACTICADAS AL SECTOR ENERGÍA EN LA REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2008

1/ El total de dictámenes (95) difiere del total de revisiones (96) debido a que la ASF no emitió dictamen en la auditoría 08-1-18TOQ-9-1159, "Contrato Multianual Evergreen y Contratos Celebrados con ABB".


ENTENo. TOTAL

Recuperaciones determinadas Derivado de la fiscalización en el sector, se determinaron recuperaciones por 506.9 millones de pesos, de las cuales se estiman como probables 501.5 millones de pesos y se reportan como ya operadas 5.4 millones, esto es, una cantidad no representativa dentro del monto total recuperable estimado en la revisión de la Cuenta Pública 2008 (34 mil 108.8 millones de pesos).

Total Operadas Probables

TOTAL ENERGÍA 506.9 5.4 501.5

1 Comisión Federal de Electricidad 80.8 0.5 80.32 Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias 0.0 0.0 0.03 Instituto Mexicano del Petróleo 0.0 0.0 0.04 Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares 0.0 0.0 0.05 Luz y Fuerza del Centro 186.6 0.0 186.66 Petróleos Mexicanos 6.1 3.9 2.27 Pemex-Exploración y Producción 151.3 0.9 150.48 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 0.2 0.0 0.29 Pemex-Petroquímica 81.8 0.1 81.710 Pemex-Refinación 0.0 0.0 0.011 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 0.0 0.0 0.0


No.

IMPACTO DE LAS OBSERVACIONES AL SECTOR ENERGÍA (Millones de Pesos)

RECUPERACIONES DETERMINADASENTE

De acuerdo con la información proporcionada por la entidad de fiscalización superior de la Federación, de las recuperaciones probables, Luz y Fuerza del centro es el ente que aportaría la mayor cantidad de recursos (186.6 millones de pesos), seguida de PEMEX Exploración y Producción con 150.4 millones de pesos, PEMEX Petroquímica con 81.7 millones y la Comisión Federal de Electricidad con 80.3 millones de pesos.


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


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4. EVALUACIÓN DE LOS RESULTADOS DE LA FISCALIZACIÓN EN EL SECTOR ENERGÍA

Enfoque de la fiscalización superior

Al valorar el conjunto de las 96 auditorías practicadas a los entes del sector

Energía, podría considerarse que una proporción importante se dirigió a evaluar los objetivos estratégicos del PND 2007-2012 y del Programa Sectorial de Energía 2007-2012.

En su revisión a la Cuenta Pública 2008, la ASF incluyó la evaluación de

programas del gobierno que se proponen cumplir los grandes lineamientos estratégicos del PND en relación con el fortalecimiento de las atribuciones rectoras del Estado sobre las reservas y la administración óptima de recursos, con el incremento de la generación de energía eléctrica, con el aumento de la exploración de petróleo crudo y gas, y la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, con la ejecución de infraestructura energética de alta tecnología, así como promover proyectos de investigación y desarrollo tecnológico, con la revisión del marco jurídico del sector, con la adopción de las mejores prácticas de gobierno, y con el fortalecimiento para preservar el medio ambiente, entre otros temas.

No obstante que en su revisión a la Cuenta Pública 2008, la ASF incluyó la

evaluación de programas fundamentales relacionados con la eficiencia de la política de exploración y producción de petróleo crudo y gas, petrolíferos y petroquímica, gastos de exploración por investigación y estudios, adquisición relevantes de equipos de exploración, y manejo de la gestión corporativa y financiera de la comercialización de los productos de Pemex, dichas revisiones no determinan un diagnóstico integral de la problemática del sector desde el punto de vista de la fiscalización. Tal situación, al igual que en otros grupos funcionales, hace difícil determinar con mayor precisión las áreas de oportunidad críticas que deben ser motivo de mejoras sustantivas.

Es de llamar la atención que para algunas revisiones, los procedimientos de

auditoría determinados por la ASF atendieron enfoques sustantivos de los programas auditados. No obstante este avance, en otras revisiones el enfoque de fiscalización superior privilegia aspectos puntuales de carácter contable, normativo y de control de las entidades auditadas.

De las auditorías al Desempeño practicadas por la ASF con motivo de la revisión y

fiscalización superior de la Cuenta Pública 2008 a Pemex, destaca la revisión al Programa Producción de Petróleo, Gas, Petroliferos y Petroquímicos, Indicador Producción de Crudo y Gas, la cual abordó de manera integral no sólo la calidad de la gestión de los recursos públicos, sino que se enfocó a algunos de los


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aspectos más trascendentales de la problemática de la producción y exploración de la subsidiaria Pemex Producción y Exploración, obteniendo resultados relevantes. Sin embargo, no entrelazó dichos resultados específicos con el objetivo estratégico del ente auditado, ni abordó con la amplitud necesaria sobre los instrumentos más pertinentes a utilizarse.

Por ejemplo, la ASF recomienda mayor inversión en aguas profundas, pero no debate sobre la conveniencia técnica de que Pemex se enfoque primero a obtener la riqueza petrolera contenida en las aguas someras, para después pasar a la exploración de aguas profundas, o de si recomienda la exploración simultánea en aguas profundas y en aguas someras, proceder a determinar la fuente óptima de los recursos financieros requeridos.

En lo que concierne a las auditorías practicadas a Pemex se observó que se

atenuó la perspectiva del enfoque global e integral fiscalizador, que venía realizando la ASF en relación a la revisión de la Cuenta Pública de años anteriores.

El menor énfasis en el enfoque global fiscalizador se revela en el tratamiento de algunos temas relevantes como las revisiones a los proyectos contratados bajo el esquema PIDIREGAS, en el que algunos resultados de revisiones particulares se pierden al quedar aislados y no existir una visión de conjunto. Por ejemplo, en lo que concierne al tema de la evaluación de la rentabilidad global de los proyectos PIDIREGAS, la fiscalización corre el riesgo de perderse si no se da un seguimiento especial, para que se mantenga el vínculo entre los beneficios y rendimientos de los proyectos a nivel global y particular y los cuantiosos pasivos que fueron generados por dichos proyectos al amparo de este esquema. La absorción de los pasivos PIDIREGAS por Pemex, puede entrañar riesgos que impidan medir la verdadera eficacia y rentabilidad globales de los proyectos.

Prosiguió la práctica de la ASF, relacionada con las auditorías de desempeño y

especiales, de realizar una ilustrativa presentación de los antecedentes que contextualizan la auditoría, con la ventaja de que al evaluar los procedimientos de auditoría, los cuales son los ejes rectores del enfoque fiscalizador practicado, considera aspectos sustantivos, situación que tiende a mejorar la profundidad de la revisión de los programas gubernamentales auditados.

Sin embargo, en otras revisiones relevantes practicadas a Pemex se observa un énfasis excesivo sobre la legalidad formal, que perjudica claramente la comprensión global del propósito de las auditorías y de las implicaciones derivadas de las observaciones emitidas por la ASF para cambiar la calidad de la gestión gubernamental en sus aspectos estructurales.

Otro avance en el mejoramiento del contenido del Informe de Resultado de la

Cuenta Pública 2008, tiene que ver con la consolidación y extensión de un estricto


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orden metodológico en la presentación y contenido de las auditorías, aplicado por la ASF a los programas de desempeño auditados a Pemex y a la CFE.

Cabe señalar que este orden metodológico aplicado, tiene la virtud de dotarlas de mayor coherencia formal, aunque faltaría enriquecer este enfoque con un proceso de mayor calidad auditora que permita evaluar de manera integral los aspectos de fondo y estratégicos de los programas.

Siendo Pemex una de las principales empresas públicas del mundo, es vulnerable

a la corrupción básica y a la corrupción sistemáticamente organizada, base del llamado Fraude Controlado; a pesar de ello, hay poco trabajo auditor en esta dirección.

Será importante promover un enfoque sistémico por parte de la ASF para analizar

los conflictos de interés que pudieran llegar a presentarse en las empresas subsidiarias que integran a la paraestatal y a la CFE.

No se observaron auditorías de seguimiento en los programas del Sector

Petrolero, las cuales son relevantes para medir el grado de institucionalidad de las mejoras en la práctica gubernamental realizadas por los entes fiscalizados a lo largo del tiempo.

Debe reconocerse el importante trabajo de la ASF de ejercicios fiscales anteriores

en revisiones del esquema PIDIREGAS, que a pesar de ser un tema de primer orden por su importancia en las finanzas de la paraestatal y del propio gobierno federal, no se incluyó como relevante en su programa de auditorías para 2008. La cancelación en octubre de ese año de este instrumento financiero debió haber multiplicado los esfuerzos del órgano fiscalizador para realizar un recuento evaluatorio de todo el proceso de operación de los PIDIREGAS, desde su creación en 1997 hasta su extinción en 2008.

Paralelamente con el anterior, las revisiones a la operación de los vehículos

financieros han generado un gran aporte de la fiscalización del órgano externo, también en ejercicios fiscales anteriores, no obstante como está directamente vinculado con el financiamiento de los PIDIREGAS, bien pudo haber sido abordado en las revisiones de la ASF. Una revisión sobre la parte regulatoria y régimen jurídico de estos instrumentos de PEMEX hubiera generado valor agregado en momentos donde se extingue es esquema financiero que estaba soportado por las operaciones de los vehículos financieros.

En lo relativo al sector eléctrico, las revisiones buscaron evaluar el desempeño del

proceso de generación de energía eléctrica, así como las inversiones físicas para el funcionamiento y la sustentabilidad del sector, la razonabilidad de la información financiera presentada en los rubros de efectivo e inversiones temporales, así como


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el desempeño de la operación y mantenimiento de centrales generadoras de energía.

Las auditorías practicadas permiten identificar el nivel de cumplimiento de metas

respecto de la planeación desarrollada en 2008 por la CFE en el POISE 2009–2018, arrojando como resultado que en términos de la ampliación de la capacidad instalada de generación de electricidad, ésta difiere de las metas de participación de la capacidad de generación por fuente establecidas en el PROSENER 2007-2012.

Las revisiones permitieron identificar las fuentes de generación que sustentan la

generación de energía eléctrica y sus costos de producción. En 2008, el costo unitario de producción en el proceso eoloeléctrico fue superior en 23.1% a la meta límite, en el nucleoeléctrico en 2.5% y en el termoeléctrico en 37.7%. El gasto ejercido por MWh generado de la CFE fue menor en 21.4% al de LFC y en 9.3% al gasto ejercido por MWh comprado a los PIE; sin embargo, de 2003 a 2008 el gasto por MWh generado de la CFE se incrementó en 53.6%, esto es superior en 51.0 puntos porcentuales al incremento registrado en LFC y en 34.6 puntos al incremento del gasto por MWh comprado a los PIE. Lo anterior es reflejo del incremento de la capacidad de generación ociosa, que en 2008 representó el 42.1% de la capacidad disponible para operar.

La disgregación de los procesos productivos energéticos entre actividades

complementarias de electricidad y petróleo y aún con mayor profundidad al interior de cada uno de estos segmentos, que implican la pérdida de las cadenas de valor de la industria energética, son de un alto impacto y prioridad para el desarrollo industrial del país. No existe referente alguno en torno al trabajo de fiscalización que incorpore a su programa de auditorías la evaluación de la problemática que enfrenta este rezago tan importante.

Otros temas como la generación y suministro de energía eléctrica a precios

competitivos, los derechos sobre hidrocarburos, la reconstitución de las reservas de hidrocarburos, el aumento de la capacidad de refinación de petróleo crudo y de petrolíferos, los propios programas de desarrollo e investigación tecnológicos de PEMEX, incluidos los proyectos del IMP y la exploración de yacimientos en aguas profundas, requieren un trabajo de auditoría sistemático y un mayor grado de detalle.

Son expedientes centrales que la planeación y política energética del país ha desatendido, impactando seriamente los costos de los insumos y de los productos procesados y, en consecuencia, ha deteriorado sensiblemente la renta de la industria energética nacional.


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Contenidos relevantes en la revisión de la Cuenta Pública 2008 En varias auditorías al sector eléctrico, la ASF determinó que en la conducción de

la política energética, la Secretaría de Energía (SENER) no estableció metas ni indicadores para evaluar los resultados correspondientes; la planeación de la CFE en el POISE 2009–2018, en términos de la ampliación de la capacidad instalada de generación, difiere de las metas de participación de la capacidad de generación por fuente establecidas en el PROSENER 2007-2012, ya que al cierre de 2012 se sobrepasarán las metas de capacidad instalada de generación con fuente primaria de combustóleo en 3.0 puntos porcentuales; de agua, en 2.7; de carbón, en 0.1; y de diesel, en 0.4; la participación de la capacidad instalada con fuente primaria de gas natural será inferior a la meta en 2.3 puntos porcentuales, la de uranio en 0.4 puntos y la de otros renovables en 3.5 puntos.

En la revisión de las disponibilidades financieras en CFE, se determinó que 76

cuentas contables auxiliares por 11 mil 205.3 millones de pesos no están depuradas. Al respecto, la CFE al cierre de la auditoría (octubre de 2009) había realizado la depuración de 14 cuentas por 5 mil 168.1 millones de pesos, y quedaron en proceso de depuración 62 cuentas por 6 mil 037.1 millones de pesos, de los cuales 1 mil 466.9 millones corresponden a 2008 y 4 mil 570.2 millones a los ejercicios de 2003 a 2007.

Se constató que la CFE al cierre de la auditoría tiene pendientes de depurar 9

cuentas bancarias por 409.3 millones de pesos que corresponden a los ejercicios de 2003 a 2007 y 469.9 millones de pesos que corresponden al ejercicio de 2008.

Se determinó, asimismo, con base en la revisión del Segundo Informe de

Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, que durante el ejercicio de 2008 la demanda de energía eléctrica no evolucionó conforme a lo esperado, por lo cual, en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) se registraron márgenes de reserva (MRO) y de reserva operativo (MRO) con porcentajes mayores al 40.0% y 15.0%, respectivamente, lo que representó un superávit en la capacidad de generación de la CFE del 48.1% y 20.0%, en ese orden, respecto de los índices recomendados internacionalmente.

Es importante señalar que respecto de las 10 auditorías programadas para Luz y

Fuerza del Centro para la Cuenta Pública 2008, 4 de ellas no se llevaron a cabo toda vez que el 11 de octubre de 2009, el Ejecutivo Federal publicó en el Diario Oficial de la Federación el “Decreto por el que se extingue el organismo descentralizado Luz y Fuerza del Centro” por lo que no fue factible aplicar una muestra a los procedimientos de auditoría sobre la presupuestación, licitación, contratación y ejecución que se tenía previsto fiscalizar.


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La fiscalización de los resultados al Programa de Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos (revisión de desempeño) mostró lo siguiente:

a) Declive estructural de la importancia de México como productor de petróleo. Al iniciar el nuevo siglo, México ocupaba el sexto lugar entre las empresas petroleras del mundo con una promisoria expectativa. Para 2008, aunque México sigue destacando como país productor de petróleo crudo, entró a una fase en la declinación de la producción, sin tener alternativas inmediatas para compensar la disminución en la producción de petróleo.

b) Producción de petróleo. Durante 2008, Pemex Exploración y Producción (PEP)

obtuvo una producción de 2.79 millones de barriles diarios (MBD) cantidad inferior en 10.9% con respecto a lo programado, que fue de 3.13 MBD, variación que se explica por el declive del activo Cantarell.

De 2004 a 2008, la tasa media de crecimiento anual de la producción Cantarell fue de -16.5%. Asimismo, en 2008, PEP terminó 664 pozos de desarrollo, cantidad menor en 41.8% que la meta establecida de 1,140 pozos en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF). La revisión observó una falta de alineación de las estrategias de PEP para una eficiente extracción del hidrocarburo, que asegure el abasto de la demanda y la restitución de reservas, en virtud de que la caída del activo más representativo en la producción Cantarell, no fue compensada con un mayor número de pozos terminados, ni complementada con la exploración en aguas profundas, ya que para esta actividad se asignaron recursos a partir de 2008, sólo para exploración y no para desarrollo.

c) Producción de Gas. Durante 2008 PEP obtuvo una producción de gas natural de 6,918.6 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de gas natural, representando un aumento en 13.1% respecto a la meta programada en el PEF. En la producción por zonas hubo un comportamiento heterogéneo. A pesar de este incremento en la producción de gas, se presentó un déficit de producción en relación a la demanda. Con la excepción de los años 2004 y 2006, lo característico fue la existencia de déficits de producción de gas natural. PEP envió a la atmósfera 1,334 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, un aumento de 143% en relación a 2007, con un impacto financiero negativo estimado por la ASF de 26 mil 735.8 millones de pesos, recursos desaprovechados por no contar con la infraestructura necesaria para la optimización y aprovechamiento en la producción de gas natural.

d) Eficiencia en la perforación de pozos. PEP para sustentar su labor productiva

perforó durante 2008, un total de 754 pozos en desarrollo, erogando con recursos propios la cantidad de 13 mil 211.6 millones de pesos para la perforación de 214


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pozos, y pagando a compañías externas la cantidad de 40 mil 292.4 millones de pesos por la perforación de 540 pozos.

El costo promedio de perforación con recursos propios fue de 61.7 millones de pesos, y el costo promedio de perforación pagado a compañías externas por PEP fue de 74.6 millones de pesos. Es de llamar la atención que el costo promedio de perforación de pozos a través de compañías externas para el periodo 2001 a 2006 estuvo por debajo del costo en perforación promedio de perforación de pozos realizada por PEMEX, situación que contrasta visiblemente en los años 2007 y 2008.

e) Programa de Mantenimiento Mayor y Menor a los pozos de desarrollo. Aunque

PEP cumplió con el programa, al atender 2,551 pozos, éstos representan una cobertura de 40% respecto del total de pozos en activo.

f) Eficiencia en la producción de gas natural y el problema de la separación de

nitrógeno. Debido a la falta de infraestructura física en la producción de Gas Natural, no es posible separar el contenido del nitrógeno en el 39% de la producción obtenida.

g) Declinación de la producción y riesgos para las finanzas públicas. Durante 2008, las ventas físicas de petróleo crudo canalizadas a la exportación descendieron en 15.7% a las registradas en 2007. La reducción del volumen de producción afecta de manera significativa a los volúmenes de exportación, situación que de no revertirse impactará de manera negativa a las finanzas públicas.

h) Continuación del declive de las reservas petroleras. Durante 2008, las reservas

totales de hidrocarburos (incluyendo las reservas probadas, las reservas probables y las reservas posibles) se redujeron en 2.1% respecto a 2007, continuando la tendencia histórica de declive de los últimos años.

Durante el 2008, las reservas totales alcanzaron 43,562.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalentes, lo que representó una reducción de 22.3% respecto al año 2000, con una tasa medida de crecimiento para el periodo 2000-2008 de -3.1%.

i) Subejercicio en gasto de capital e incremento del gasto corriente. Para el ejercicio

fiscal 2008, la revisión determinó un subejercicio por 1 mil 816.1 millones de pesos, imputable a las medidas de austeridad del gobierno; sin embargo, los gastos en plantilla de personal continuaron con su tendencia ascendente. Los gastos en la contratación de personal y el pago de remuneraciones no guarda congruencia con el desempeño operativo de PEP. Asimismo, la tasa media anual de crecimiento en el número de plazas de PEP para el período 2000-2008 fue de


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2.1%, lo que contrasta con el descenso medio anual de 0.9% de la producción de petróleo para el periodo considerado.

j) Evolución de los costos de producción y exploración. Durante 2008, los costos de producción y exploración de PEP se incrementaron en 1.3 dólares respecto a 2007, alcanzando un valor de 6.2 dólares el barril, que se compara favorablemente con el costo promedio anual del precio del barril el cual fue de 84.4 dólares. Los costos de producción de Pemex se comparan favorablemente a nivel internacional.

Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Precio mezcla mexicana de exportación 24.8 18.6 21.5 24.8 31.1 42.7 53.0 61.6 84.4

Costo total de exploración y producción PEP 3.3 3.8 3.6 3.8 4.0 4.7 4.4 4.9 6.2

Costo total / Precio PEP 13.3% 20.4% 16.7% 15.3% 12.9% 11.0% 8.3% 7.9% 7.4%

Costo de producción British Petroleum n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 6.7

Costo de Producción Exxon-Mobil n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 7.0

Costo de producción Eni S.P.A. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 7.1

Costo de producción Conoco Phillips n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 7.4

Costo de producción de Statoil n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 8.4

Costo de producción de Royal Duch Shell n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 8.6

Costo de producción de Chevron Texaco n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 8.9

Costo de producción de Petrobras n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 8.9

n.d. No disponible.

PRECIOS Y COSTOS DE PRODUCCIÓN 2000-2008(Dólares por Barril)

Fuente: Elaborado por la UEC en base a datos de la ASF, Informe del Resultado de la Revisión y Fiscalización a la Cuenta Pública, 2008.

k) Ingresos de PEP. Durante 2008, los ingresos por la venta de petróleo y gas natural fue de 1.6 billones de pesos. Los ingresos por ventas de crudo para el periodo 2000-2008 alcanzaron una tasa media de crecimiento de 20.4%, destacando el crecimiento de las ventas de Pemex Refinación, las cuales aumentaron en 48.2% durante 2008 en relación al año previo. Las ventas de gas natural crecieron anualmente en promedio 16.6%, para el período 2000-2008.

Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

A. Ingresos Totales 377,313.0 280,739.5 282,501.0 413,559.4 538,355.7 854,611.1 1,182,950.2 1,277,029.1 1,614,245.6

A.1 Petróleo Crudo 325,454.7 226,941.9 240,875.4 333,551.5 438,802.4 721,888.7 1,057,474.8 1,143,324.8 1,437,275.5

Pemex Refinación 120,611.2 99,825.0 108,558.6 152,436.5 197,628.0 343,881.6 335,104.7 339,507.0 503,212.1

PMI Comercio Internacional 204,843.5 127,116.9 132,316.8 181,115.0 241,174.4 378,007.1 722,370.1 803,817.8 934,063.4

A.2 Gas Natural 51,858.3 53,797.6 41,625.6 80,007.9 99,553.3 132,722.4 125,475.4 133,704.3 176,970.1

INGRESOS OBTENIDOS POR PEP POR LAS VENTAS A PMI COMERCIO INTERNACIONAL, PEMEX REFINACIÓN Y GAS NATURAL, 2000-2008(Millones de Pesos)

Fuente: Elaborado por la UEC con datos de Pemex, Anuario Estadistico.

l) Rendimiento de la operación antes y después de impuestos. La participación de los impuestos y derechos en el rendimiento (%) de PEP durante 2008 fue de 76.6%, lo que representó una disminución de 14.4 puntos porcentuales respecto de 2007. Sin embargo, el elevado porcentaje sigue siendo una carga onerosa que impide que la paraestatal canalice más recursos a la exploración y producción en aguas profundas, o en yacimientos de la superficie.


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En el tema del petróleo, sobresalen también las revisiones a donativos y donaciones otorgadas, la administración y aplicación de los ingresos excedentes, las operaciones realizadas con la empresa Repsol YPF, PMI Trading y PMI Norteamérica, que refieren áreas de PEMEX que sistemáticamente son incluidas en el programa de auditorías ya sea para darle secuencia a diversos procesos o por los hallazgos que encuentra la ASF.

Destacan también las auditorías de desempeño practicadas a PEMEX Corporativo, PEMEX Exploración y Producción (PEP), PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB), PEMEX Petroquímica (PP) y PEMEX Refinación (PR), relativas al crecimiento de la eficiencia operativa y a los proyectos IDT del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). A su vez, es relevante un conjunto amplio de auditorías en PEP como proyectos de exploración y explotación de petróleo en Chicontepec, proyecto de exploración y explotación de aguas profundas, las inversiones en el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo y gas natural, costos de explotación y gastos de exploración por investigación y estudios y buque tanque FPSO del proyecto integral KMZ, todas ellas asociadas con uno de los objetivos centrales de PND, aunque son de las más observadas y con irregularidades sujetas a sanciones mayores.

Son también de relevancia otras revisiones practicadas a PEP como la de inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte y tanques de almacenamiento, los derechos ordinarios sobre hidrocarburos y los ingresos por venta de exportación de petróleo crudo. Dos de PGPB por el impacto en costos de transacción son de primer orden: importaciones de gas y producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos, indicador producir gas seco; de PP, la evaluación financiera de proyectos de inversión y la de cadena de derivados de etano; finalmente se incorporan al análisis las de PR, relativas a actividades de producción de petrolíferos, compra de productos petrolíferos de importación y renovación flota petrolera.

En la auditoría a la Administración y Aplicación de Ingresos Excedentes, se determinó que la creación en diciembre de 2006 y diciembre de 2007, respectivamente, de los fondos denominados Fondo de Ingresos Excedentes (FIEX) y Fondo Excedentes (FEX) tienen como propósito la administración e inversión de los recursos excedentes en programas y proyectos de inversión.

Se encontró que existe una diferencia entre los registros contables de las disponibilidades de ambos fondos que reportan 20 mil 578.1 millones de pesos, los registros de la SHCP que reconocen 36 mil 168.2 millones de pesos y los estados de situación contable emitidos por el comisionista, esta diferencia se explica debido a que los fondos no reportaron a la SHCP los recursos excedentes recibidos; 1 mil 096.4 millones no fueron administrados por dicho fondo ya que se


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incluyeron directamente en el Presupuesto 2008, en incumplimiento de la normatividad respectiva; del saldo inicial de 2008 del FIEX, determinado en el PEF de 2006, por 45 mil 592.8 millones de pesos, la SHCP autorizó que 13 mil 068.8 millones de pesos se canalizaran a una cuenta de inversiones en valores en 2007 y permanecieron para 2008 en disponibilidades, sin ser aplicados a gastos de inversión en infraestructura de PEMEX.

En la revisión Donativos y Donaciones Otorgados, de PEMEX Corporativo, la ASF determinó que el presupuesto autorizado de PEMEX por la Cámara de Diputados no consideró recursos para el otorgamiento de donativos, debido a que el Consejo de Administración de PEMEX autorizó la previsión presupuestal anual de recursos de donativos y donaciones en su sesión del 28 de marzo de 2008.

De los 42 donativos que conformaron la muestra, en 30 de ellos por 318.4 millones de pesos, los beneficiarios no informaron a PEMEX sobre la cuenta bancaria para el depósito; en 32 por 334.1 millones, el donatario no manifestó en un plazo de 90 días el saldo de la cuenta específica, rendimientos y egresos; en 21 por 184.3 millones no informaron a PEMEX el avance en la consecución de los objetivos para los cuales se otorgaron; de cinco casos por 52.4 millones, se identificó que tres donatarios no entregaron a PEMEX los informes de seguimiento de la aplicación del donativo y dos los entregaron en forma extemporánea; en otros casos los apoyos no se han entregado a los beneficiarios, y en seis casos no se acreditó el apoyo otorgado mediante su difusión.

Respecto del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa, PEO, de

PEMEX, se aplicaron por separado a Pemex Corporativo, PEP, PGPB, PP y PR, todas las auditorías al desempeño. La ASF encontró que PEMEX no incluyó en sus procedimientos las actividades correspondientes a sus áreas operativas, para integrar y reportar los resultados trimestrales del PEO, así como identificar las fuentes de información y las responsabilidades de las áreas que participan en su ejecución; el ente atendió lo establecido en el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, en particular, la elaboración del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa de PEMEX y sus organismos subsidiarios (PEO).

Por lo que se refiere al objetivo “Mejorar los instrumentos de planeación, seguimiento y evaluación de las subsidiarias”, la entidad fiscalizada estableció las bases para la planeación estratégica en PEMEX; se prevén disposiciones específicas en relación con la Planeación Estratégica, con la Política Energética Nacional, y la definición y gestión de la Estrategia.

En la auditoría a Operaciones Realizadas con la Empresa Repsol YPF, PEMEX

canceló un swap (operación de permuta de bienes, derechos u obligaciones financieras entre dos partes, sin alterar las obligaciones de los activos o instrumentos que se intercambian) de activos, mediante la amortización anticipada


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de 1,307,108 bonos con valor nocional (valor estimado de un servicio aún no prestado o un pasivo aún no incurrido) de 1 mil 307.1 millones de dólares, equivalente a 13 mil 839.5 millones de pesos, cuya intención de amortización fue anunciada por PEMEX, por conducto de Repcon Lux, a los tenedores de los bonos el 24 de septiembre de 2008; en su lugar, PEMEX contrató cuatro swaps de activos con Banco Santander, S.A. y BBVA Bancomer por 1 mil 453.6 millones de dólares, para obtener los derechos económicos y corporativos de 58.7 millones de acciones, es decir, 4.8% del capital de esa empresa.

PEMEX y algunas de las empresas filiales de PMI, han realizado operaciones con instrumentos del mercado de derivados, relacionados con acciones de esa empresa, para fondear necesidades de inversión y de gastos corporativos no considerados en sus presupuestos autorizados por la Cámara de Diputados y conservar los derechos corporativos de una participación accionaria de 5% en el capital de Repsol YPF, ya que dicha empresa ha sido uno de sus clientes participantes en Europa.

El Comité Institucional de Administración de Riesgos de PEMEX, autorizó la

amortización anticipada del bono debido a que los cambios en los mercados financieros de 2008 ocasionaron que el precio de la acción cayera, por lo que existió una oportunidad de amortizar el bono y reestructurar el pasivo a niveles aceptables; se estimó conveniente mejorar el perfil de riesgo del bono y mantener el costo financiero del pasivo; la amortización anticipada permitiría dar de baja a la empresa Repsol YPF, cuyo objetivo era mantener el pasivo en sus libros, conservando el mismo perfil de riesgo.

La ASF determinó que esas operaciones conllevan el riesgo de que su valor difiera de lo estimado inicialmente; la venta a valor de mercado podría no ser suficiente para liquidar el financiamiento inmerso en la operación, en cuyo caso tendría que pagársele a los bancos el diferencial y lo contrario podría implicar también un beneficio para estos últimos. Entre noviembre y diciembre de 2008 ya hubo evidencia de una caída en el valor de los instrumentos financieros (mark to market); la entidad asumió obligaciones de pago por la compra de las acciones que quedaron en posesión de los bancos; desde la emisión del bono hasta su amortización anticipada, PEMEX asumió un costo financiero neto de 214.8 millones de dólares; con la nueva operación de 2008 los beneficios podrían ser marginales.

En la revisión a PMI Norteamérica, SA (PMI NASA), se corroboró que es una

empresa privada constituida en México en 1993, como una sociedad anónima bajo el régimen de capital variable, circunstancia por la cual PEMEX no la considera una empresa paraestatal y su operación la realiza fundamentalmente en la sucursal de dicha empresa registrada en el estado de Texas, bajo disposiciones del derecho privado. Sus accionistas son dos empresas privadas extranjeras: PMI


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Holding BV y PMI Holdings Petróleos España SL, con una participación accionaria de 71.7% y 28.3%, respectivamente, las cuales, a su vez, son propiedad en su totalidad de PEMEX.

El objeto principal de PMI NASA es la refinación de petróleo crudo en el extranjero y la comercialización de los productos refinados. Un aspecto que sobresale en su operación financiera es su pérdida neta por 710.9 millones de pesos, derivado del elevado costo de ventas (2.9% de los ingresos totales). La ASF comprobó que las decisiones de PMI NASA se toman en los propios órganos de gobierno de dicha empresa, que no cuenta con empleados, que los miembros del consejo de administración son funcionarios de PMI Comercio Internacional y que está regida por la legislación mercantil privada mexicana.

Gestión corporativa y financiera de PMI Trading. La empresa PMI TRD fue

constituida en Irlanda en 1991 con recursos de la paraestatal (48.5% de la propiedad accionaria es de Pemex) y con recursos de entidades extranjeras privadas, bajo el régimen de sociedad limitada, sujeta a derecho privado por lo cual Pemex no la considera una empresa paraestatal. PMI TRD lleva a cabo sus principales transacciones en el mercado internacional de divisas diferentes del peso mexicano, principalmente en dólares.

Al 31 de diciembre de 2008, PMI TRD contaba con un capital de 13 mil 108.1 millones de pesos (igual a las utilidades acumuladas de la empresa), y manejaba activos por 35 mil 723.8 millones de pesos. Durante el ejercicio fiscal reportó una utilidad neta de 5 mil 677.5 millones de pesos. No obstante este beneficio, la revisión corroboró la existencia de ganancias y pérdidas considerables por fluctuaciones cambiarias, y pérdidas relevantes por valuación de instrumentos financieros, que recuerdan balances similares en empresas que finalmente quebrantaron como Enron, que reflejaban ganancias en los balances pero que estaban expuestas a pérdidas potenciales significativas.

Es de llamar la atención que la ASF en su revisión de PMI TRD determinó que no existe una independencia entre los operadores de la empresa, la Asamblea de Accionistas y el Consejo de directores que garantice el interés de Pemex en las decisiones fundamentales que se adoptan en la empresa en términos de volúmenes de operación, evaluación de desempeño, reparto de dividendos, y asignación de presupuestos. Por ejemplo, sólo uno de los directores de PMI TRD fue designado por Pemex. La entidad fiscalizada al replicar las observaciones de la ASF reconoció el papel limitado de la paraestatal para intervenir en la administración o en las decisiones de PMI TRD, hecho que le impide velar adecuadamente como accionista de dicha empresa por el mejor interés de Pemex.


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Lo anterior en contravención a lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos (especialmente lo señalado por el artículo19) publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2008.

La auditoría practicada al Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), a los Ingresos y

Egresos por Investigación Científica y Desarrollo Tecnológico da cuenta de irregularidades con los instrumentos de control interno y normativos, en relación con la generación y administración de los ingresos por la comercialización de productos y servicios resultantes de la investigación y el desarrollo tecnológico (IDT) requeridos por la industria petrolera, petroquímica y química y los egresos derivados de estas actividades.

La ASF verificó que para 2008 se presupuestó un gasto por 4 mil 532 millones de pesos para IDT en materia petrolera; el presupuesto original sufrió siete modificaciones que se ajustaron a la normatividad correspondiente y que derivado de ello, la entidad fiscalizada ejerció en esta actividad institucional un monto por 3 mil 954.3 millones de pesos, superior en 14.1 millones de pesos al presupuesto modificado autorizado; adicionalmente, el IMP generó ingresos por venta de servicios por 3 mil 639.4 millones, por concepto de facturación de 642 proyectos durante 2008 a PEMEX y sus subsidiarias.

Otra auditoría de desempeño relevante por sus resultados, practicada a PEP, es la de Proyectos de Exploración y Explotación de Petróleo en Chicontepec, donde la ASF comprobó que el Paleocanal de Chicontepec representa 39.9% de la reserva total de hidrocarburos del país, con reservas por 17,393 millones de barriles de petróleo y se espera que produzca entre 500 y 700 millones de barriles diarios por día a partir de 2017.

La empresa introdujo un sistema de riesgos que de materializarse podría afectar significativamente la capacidad de lograr los objetivos y metas de la entidad. Debido a las debilidades de ese sistema, el Paleocanal de Chicontepec incumplió metas relacionadas con la producción de petróleo crudo y gas, así como con la perforación y terminación de pozos. En tres documentos estratégicos de PEP, Estrategia Programática, Indicadores de Desempeño y Matriz de indicadores, se encontraron diferencias en las metas establecidas; PEP carece de indicadores de gestión que permitan supervisar que la producción de petróleo crudo y gas sea congruente con los informes internos y de Cuenta Pública; y la prospectiva del Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG), proporcionada por PEP no es congruente con el análisis costo beneficio de del PATG, por lo que la ASF emitió dictamen negativo.

Rendimiento de la Adquisición de Buque-Tanque FPSO del Proyecto Integral Ku-

Maloob-Zaap. La adquisición de la Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga, incluyendo la prestación del servicio de operación y


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mantenimiento ascendió a la cantidad de 1 mil 134.7 millones de dólares a pagar en un plazo de 15 años. El pago inicial del 50% del valor del FPSO se realizó a los 30 días siguientes a la fecha de aceptación del contrato. Durante 2008 el pago total por inversión diferida de esta adquisición ascendió a 29.1 millones de dólares.

El objetivo del FPSO es obtener la mezcla adecuada del crudo ligero y pesado para la obtención de un crudo de alta calidad. La ASF determinó que la mezcla no fue óptima en el sentido de que se sobrepasó el límite máximo de quema de gas por fallas técnicas. Asimismo, se enviaron al quemador en exceso un total de 138.345 millones de metros cúbicos de gas amargo, que representó un importe neto de 18.4 millones de dólares, de los cuales 5.1 millones fueron por causas imputables a PEP y el resto al proveedor extranjero Bergesen Worlwide.Ltd. La revisión determinó bajo el aprovechamiento del gas no obstante las acciones realizadas por ambas empresas para corregir las fallas técnicas. En el proceso, PEP penalizó al proveedor extranjero por 6.9 millones de dólares. Durante la operación del FPSO en el ejercicio fiscal 2008, se determinó un flujo neto positivo de 4 mil 436.2 millones de pesos, derivados de la mejora de la mezcla entregada por FPSO, lo cual evidencia las fallas detectadas por la ASF en relación al bajo aprovechamiento del gas natural.

Exploración y explotación en aguas profundas. Para 2008 se realizó un gasto para

exploración y explotación en aguas profundas por 1 mil 413.2 millones de pesos, en 3 proyectos. En relación a los proyectos de inversión Cantarell y Lakach-PIDIREGAS, la revisión determinó que PEP no presentó evidencia documental fuente para la fijación de objetivos y metas de producción que se alcanzarían con el desarrollo de los proyectos de exploración Golfo México, Golfo de México Sur y Área contenidos en los proyectos citados, lo que impidió contar con el análisis costo-beneficio correspondiente.

Al presentar la entidad fiscalizada el documento costo-beneficio del proyecto Cantarell Integral de agosto de 2007, y compararlo con el Programa Operativo Anual de 2008 presentado por PEP, la ASF determinó que no existe vinculación entre los programas anuales y la programación contenida en los proyectos de inversión, por lo que las funciones de la entidad fiscalizada no se realizan de manera articulada y congruente en incumplimiento de la normativa aplicable.

En lo relativo a PEMEX Refinación, se practicó una auditoría a las Actividades de

Producción de Petrolíferos, donde se constató que en 2008, PEMEX Refinación cumplió en 96.2% la meta de producción de petrolíferos y en 96.4% la meta de proceso de petróleo crudo. La producción de petrolíferos fue de 1,317.1 miles de barriles diarios y cubrió 69.8% de la demanda nacional; el 30.2% restante se realizó con importaciones.


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No se ha logrado reducir la importación de gasolinas, las cuales en 2008 fueron de 340.5 miles de barriles diarios, y representan un incremento de 258.8% respecto de las de 2004 que ascendieron a 94.9 miles de barriles diarios. Disminuyó el índice de utilización de la capacidad instalada de destilación primaria del Sistema Nacional de Refinación, el cual pasó de 84.2% en 2004 a 81.9% en 2008; el organismo no contó con un programa de mantenimiento preventivo de las plantas de proceso asociadas a su Programa Operativo Anual; y se cumplió en 87.2% la meta de concluir la reconfiguración de la refinería de Minatitlán.

Respecto de los beneficios esperados de la reconfiguración de las refinerías de

Cadereyta y Madero, se alcanzaron en 84.9% las metas de proceso de crudo Maya, en 63.6% la producción adicional de gasolinas y en 95.6% la de reducir la oferta de combustóleo.

Por lo que se refiere al flujo neto de recursos de los proyectos PIDIREGAS, en las refinerías de Salamanca, Madero y Cadereyta, el organismo obtuvo en conjunto un flujo neto de recursos de 25 mil 588.1 millones de pesos, resultado superior en 48.7% al previsto, principalmente por los flujos generados en los proyectos de las refinerías de Salamanca y Madero y, en menor medida, por Cadereyta. En la refinería de Tula se registraron gastos superiores a 658 millones respecto de los ingresos generados.

En lo concerniente al sector eléctrico, la ASF determinó que las auditorías realizadas a la CFE, así como a las áreas específicas sujetas a revisión, y los programas fiscalizados, cumplieron con la normatividad requerida para el ejercicio presupuestal del año 2008. Las irregularidades determinadas son relevantes porque a partir de ellas se denotan áreas de oportunidad en la mejora de sistemas de control y operación, el establecimiento de indicadores estratégicos para evaluar la calidad de la gestión gubernamental, así como la detección de posibles recuperaciones para la Hacienda Pública Federal.

En las auditorías de inversiones físicas, los objetivos consistieron en comprobar

que las adquisiciones e inversiones en obra pública se planearon, programaron, contrataron y ejecutaron de conformidad con la legislación aplicable, detectándose irregularidades repetitivas. Se plantea la revisión del cumplimiento de los aspectos técnicos presupuestales y de legalidad, sin justificar la realización de las obras por parte de la entidad, así como las necesidades que serán atendidas, el beneficio que aportarán en las actividades de la entidad o, en su caso, el beneficio directo a la población, y si a la fecha de la revisión se encuentran operando satisfactoriamente.


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Balance de la Fiscalización

El trabajo de fiscalización externa en el sector energético, como en otros ámbitos sectoriales de la Administración Pública, está desarrollando un conocimiento tecnológico que permite entender de una manera clara y objetiva muchos de los procesos operativos que comparativamente con otras áreas del ejecutivo federal son de los más complejos no sólo por la abundante terminología técnica existente, sino también por lo intrincado que resultan múltiples de sus operaciones. Desde los procesos de ingeniería en proyectos de producción y transformación en energía eléctrica y petróleo, la exploración y explotación de los yacimientos hasta las complicadas transacciones financieras en los mercados de deuda local e internacional. Habrá que reconocer este esfuerzo por parte de la ASF.

En el subsector de petróleo se requiere que la ASF trabaje más de cerca los

objetivos y estrategias centrales del PND y el PSE. Son de especial relevancia los relativos a lograr la seguridad económica nacional en materia de hidrocarburos, la reconstitución de las reservas petroleras, la mayor inversión en proyectos de investigación y desarrollo tecnológico (IDT), la exploración y explotación de nuevos yacimientos en aguas profundas, el aumento de la capacidad de refinación, con la incorporación de mayor número de auditorías al desempeño sobre estos temas.

La labor auditora de la ASF ha venido perfeccionándose en el ámbito formal, las

revisiones practicadas al sector energético así lo revelan. Asimismo, se perciben avances incipientes en lo estratégico, y una preocupación más tangible sobre la evaluación de la calidad del gasto público. No hay aún evidencia en la labor revisora de la ASF para construir un enfoque de fiscalización que esté orientado por un orden conceptual basado en la priorización tanto de los temas centrales del sector energético como de los instrumentos disponibles.

Las revisiones a los entes al sector Petrolero, muestran hallazgos importantes: el

declive de las reservas, la falta de una estrategia integral de Pemex para reconstituirlas; el estancamiento de la capacidad de refinación, el desaprovechamiento de los márgenes brindados por la refinación en el mercado internacional; las fallas en el manejo del gobierno corporativo en relación a las empresas filiales de Pemex; el desaprovechamiento de la petroquímica, por citar algunos, pero no se aprecia una reflexión de cómo hacer que estos hallazgos sirvan de manera efectiva para mejorar la practica gubernamental.

Un análisis del trabajo fiscalizador de la ASF a los entes perteneciente al sector

energético, muestra la falta de una evaluación global que permita conocer el punto de vista del ente fiscalizador sobre la calidad en la gestión de los recursos en el sector energético.


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Temas de interés para la fiscalización del sector Estrategia de largo plazo. La estrategia del sector petrolero de mediano y largo

plazo debe replantearse en varias vertientes, con el fin de atender los rezagos de gasto de capital que enfrenta la empresa desde al menos las dos últimas décadas.

PEMEX es una empresa rentable pero abatida por estrategias aplicadas y por una exacción de recursos indiscriminada, cuyo destino no es transparente y tampoco tiene un impacto productivo y social verificable. Se requiere diseñar una estrategia para conducir a la industria energética del país hacia un proceso modernizador con desarrollo tecnológico para que deje de ser productor de insumos y se convierta en productor de procesos con alto valor agregado. Al respecto, la fiscalización tiene un papel relevante que jugar al aportar su perspectiva evaluadora del desempeño, para participar en el debate de la redefinición del modelo de gestión petrolera más apropiado para el país.

Reintegración de las cadenas de valor. Desarrollar los procesos para que se

restablezcan los vínculos entre la petroquímica básica y la secundaria, el petróleo crudo y los productos procesados, mediante la generación de petrolíferos con alto valor de refinación, y a su vez con otros segmentos de la industria nacional.

Reconstitución de las reservas de hidrocarburos. El ejecutivo federal con las coordinadoras sectoriales y la propia empresa, deberán fomentar la implementación de una estrategia enfocada a crear un stock de recursos presupuestales y financieros que se dirijan a resolver rezagos tan apremiantes como la reconstitución de las reservas petroleras para extender su plazo, actualmente de once años. Los reportes sobre yacimientos adicionales de Chicontepec podrían aumentar sensiblemente el plazo.

Aumentar la capacidad instalada de electricidad. Es necesario contar con un

seguimiento regular por parte de la ASF de los niveles de capacidad de la industria, toda vez que de acuerdo con la capacidad de generación comprometida del Sistema Eléctrico Nacional, durante el periodo 2003-2008, la capacidad de generación comprometida disminuyó en 74.1%. Asimismo, en 2008, el 87.5% de la capacidad instalada de la CFE estuvo disponible para generar energía y se operó únicamente el 45.4%; esto refleja que el 42.1% no se utilizó.

Diseñar estrategias para disminuir pérdidas de electricidad. Las pérdidas de

energía de CFE registraron un aumento de 0.50 puntos porcentuales en junio de 2008 respecto a 2007, al pasar de 10.26% a 10.76%, debido al incremento de pérdidas no técnicas que se deben a usos ilícitos del servicio público de energía. En LFC las pérdidas de energía se incrementaron en 0.05 puntos porcentuales en igual periodo.


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Aumentar la capacidad de refinación. Es necesaria la aceleración del proceso de construcción de la refinería prevista, ya que el atraso por más de quince años ha implicado que más de la mitad de la producción de petróleo se tenga que exportar porque la capacidad de refinación sólo es de 1.5 millones de barriles diarios; la construcción de una refinería de alta conversión, de 500 mil barriles diarios aumentaría sensiblemente la capacidad de transformación del petróleo crudo y evitaría la desviación de recursos para la compra de petrolíferos en el exterior, especialmente de gasolinas.

Complementariedad con proyectos de electricidad. Otro indicador que sería

importante promover son proyectos conjuntos de cogeneración con empresas como la CFE y otros proyectos públicos de alta competitividad y reducir los subsidios que por esta vía y a través de precios de transferencia reciben empresas privadas que tienen una baja contribución al fisco.

Desarrollo tecnológico IDT. Este es otro renglón que debe abordarse con la

aplicación de mayores recursos a la investigación y desarrollo tecnológico del Instituto Mexicano del Petróleo, que sólo en el papel ha sido considerado como brazo tecnológico de PEMEX.

Creación de más fondos con recursos excedentes. El país requiere constituir un

mayor número de fondos con excedentes del petróleo para cubrir necesidades de distintos segmentos de la población: por ejemplo, para la construcción de infraestructura en áreas distintas al petróleo, fondos preventivos para sufragar gastos de pensionados y jubilados, fondos para mitigar problemas de desempleo en épocas de crisis y fondear necesidades de inversión de gobiernos estatales y municipales, cuyo destino de los recursos sea totalmente transparente.

Disminuir la carga fiscal a PEMEX. La afectación de los ingresos operativos de

PEMEX (antes de impuestos, derechos y aprovechamientos), ha generado pérdidas recurrentes y una afectación del patrimonio de la paraestatal, por lo que la carga fiscal se ha convertido en el principal obstáculo para su desarrollo y la formulación de una estrategia de largo plazo en proyectos de inversión en infraestructura tecnológica para la reconstitución de la planta productiva.

Revisión del régimen jurídico de los vehículos financieros. Deberá clarificarse si

estos instrumentos financieros de PEMEX y otros organismos subsidiarios, seguirán operando en regímenes de excepción fiscales y regulatorios. Las transacciones realizadas hasta la cuenta pública de 2008, están fuera de presupuesto y no reportan sus balances a los informes de Cuenta Pública. Las múltiples operaciones principalmente de tipo financiero deberán ser reguladas y transparentadas por dependencias supervisoras del sector financiero mexicano.


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Reevaluación de los procedimientos de auditoría. Un tema de interés para la fiscalización por sus implicaciones en los alcances y profundidad de la misma para el sector analizado en este documento, es la necesidad de consolidar la integración del contenido de los procedimientos de auditoría, el instrumento rector que define el enfoque fiscalizador que asumirá la auditoría. Lo anterior, debido a que si bien en los procedimientos de auditoría presentados por la ASF para algunas revisiones practicadas a los entes del sector Energía, un porcentaje elevado de los mismos se refiere a evaluar o certificar procesos formales del programa revisado, dejando poco margen a los procesos sustantivos, en otro conjunto relevante de auditorías, dichos procedimientos se enfocan a procesos sustantivos. Es conveniente fortalecer esta última tendencia de la práctica fiscalizadora.

Combate al fraude controlado y a la corrupción organizada. Un área de especial

interés para la fiscalización es el combate a la corrupción sistemáticamente organizada, o al fraude controlado, que la sociología criminal define como el proceso de ganancias indebidas a costa del erario nacional por el aprovechamiento sistemático de parte de funcionarios públicos y privados al ejecutar el gasto público. Estos esquemas son de gran dificultad para la fiscalización, en virtud de que son delitos realizados al amparo de una aparente legalidad formal. Para combatir la ocurrencia de estos delitos que implican una corrupción sofisticada u oportunista, se requiere de parte de los auditores capacidad para seguir pistas incluyendo el seguimiento de las transferencias financieras. La magnitud de la corrupción en México, como es percibida en los ámbitos nacional e internacional a través de los indicadores de percepción de la corrupción emitidos por prestigiadas organizaciones, justifican la necesidad de que los auditores se entrenen en seguir pistas, incluyendo el seguimiento de las transferencias financieras de los funcionarios públicos y proveedoras expuestos al riesgo de corrupción sofisticada. En el sector energía, se han desarrollado tecnologías sofisticadas para combatir la corrupción, identificando el robo de petróleo, vigilando la calidad del suministro de la gasolina, de los lubricantes y aditivos en beneficio del usuario. La evaluación a Pemex sobre el uso de estas tecnologías para vigilar todos los procesos que van desde la extracción a la venta de gasolina es de la mayor importancia para combatir con las armas de la tecnología de vanguardia la corrupción organizada.

Evaluación de la rentabilidad integral o global de los proyectos PIDIREGAS. Al

cierre de 2008, los pasivos relacionados con los proyectos PIDIREGAS-Pemex, representaban 6.9% del PIB, con costos financieros elevados. La contratación de estos cuantiosos pasivos, se fundamentó en la rentabilidad de los proyectos elegidos. Sin embargo, los pasivos se han ido acumulando, y las tasas de


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producción de petróleo negativas (por el agotamiento de los activos Cantarell), así como la baja reconstitución de reservas no se corresponden con la inversión realizada al amparo de estos financiamientos, situación que genera serias dudas sobre la rentabilidad global de los proyectos PIDIREGAS. La realización de una evaluación global de la rentabilidad de los proyectos PIDIREGAS es una oportunidad para la fiscalización.

Pago de pasivos onerosos. Los costos financieros de los PIDIREGAS que el

gobierno ha pagado con tasas reales de interés elevadas en algunos casos cercanas al 10% (o cuando menos tasas de interés muy por encima de la tasa libre de riesgo), obligan a la fiscalización a emprender esfuerzos especiales para evaluar la estrategia financiera del gobierno, y las alternativas propuestas de una amortización acelerada de los pasivos en la expectativa de reestructurarlos. Igualmente esta es una oportunidad para la fiscalización estratégica.

Evaluación del sistema de precios de transferencia. La evaluación integral de la

eficiencia del sistema de precios de transferencia que rige entre las subsidiarias de Pemex, es un también un tema que debe ser perfectamente abordado por la fiscalización superior.

Adopción del modelo integral de gestión para Pemex. De acuerdo a las tendencias

internacionales recientes sobre la adopción del modelo más apropiado para la industria petrolera, se plantea como un área de oportunidad de la fiscalización evaluar la pertinencia acerca de si Pemex debe reconvertirse en una empresa petrolera integrada consolidando las cuatro subsidiarias y comenzar a hacer inversiones mínimas en todas ellas bajo un enfoque global.

Reconstitución de reservas. Evaluar las opciones de corto y mediano plazo de

restitución de reservas petroleras, es una oportunidad para la fiscalización. En el corto plazo, la estrategia más verosímil de reconstitución de reservas petroleras es la exploración en aguas no profundas en donde se identifican reservas del orden de los 24 mil millones de barriles. Se ha sugerido que como primera etapa, Pemex se concentre en este segmento durante los próximos años para mantener la producción y reconstituir reservas; con ello se prepararía Pemex para enfrentar en el mediano plazo el reto de la extracción de aguas profundas.

Auditorías dinámicas de seguimiento de proyectos relevantes. El seguimiento de la

evaluación de los proyectos Burgos y Cantarell para incrementar la producción de petróleo y de gas, mediante auditorías dinámicas de seguimiento es una oportunidad para la fiscalización y para la efectividad de la misma en un tema trascendental para el país.

Corrección estructural al problema de la importación de gasolinas. La ASF fiscalizó

a la subsidiaria PMI TRD radicada en Irlanda en la Cuenta Pública 2008,


61

encontrando un régimen legal que escapa a la rendición de cuentas. PMI TRD tiene a su cargo entre otras tareas, la de adquirir gasolinas en el extranjero para su venta a PMI refinación.

Se ha dicho que hay un interés especial de algunos grupos de que se mantengan los niveles de importación de la gasolina por parte del gobierno, y mantener limitada la capacidad de refinación del petróleo. Un área de oportunidad para la fiscalización es determinar las estrategias del gobierno para corregir las crecientes importaciones de gasolina.

Promoción de la competitividad en el otorgamiento de concesiones de gasolineras.

Un área clara de oportunidad para la fiscalización es evaluar la competitividad generada en el esquema de otorgamiento de concesiones de estaciones de venta de gasolina, con el objetivo de evitar una indebida concentración de las empresas propietarias de las estaciones de gasolina.

Márgenes de refinación. La evaluación de los márgenes de refinación de Pemex

bajo una comparativa internacional con el rigor crítico metodológico pertinente es por la trascendencia del tema una oportunidad para la fiscalización.

Redefinición del sector eléctrico en relación al gas natural. Actualmente, el sector

eléctrico experimenta un exceso de capacidad asociado con los proyectos PIDIREGAS, y con la generación de electricidad por empresas privadas utilizando el gas. Además, el gobierno desechó el uso de derivados del petróleo como combustibles en lugar de gas. Estas decisiones generaron una escasez de gas, cuyo precio se elevó, encareciendo vía costos el precio de la electricidad. Una oportunidad de la fiscalización tiene que ver con la evaluación de la eficiencia del uso de gas natural para apoyar el crecimiento de la industria eléctrica y si se necesita modificar la estrategia como sugieren especialistas de la industria.

Áreas de oportunidad Legislativa Los temas son amplios y diversos, el trabajo de los legisladores en el sector Energía deberá asignar prioridades a los temas estratégicos que permitan revisar la agenda de los obstáculos más apremiantes.

A. Subsector petrolero Derechos sobre hidrocarburos. Realizar una propuesta de reforma que modifique

de fondo el régimen fiscal de PEMEX. Las adecuaciones de los últimos ejercicios fiscales no están contribuyendo al fortalecimiento operativo y financiero de la entidad. Se requiere liberar mayores recursos para financiar programas estratégicos vinculados con la transformación estructural del organismo. En todo


62

caso, se requiere revisar la política impositiva y la normatividad fiscal para que las grandes empresas contribuyentes paguen los impuestos que les corresponden.

Régimen jurídico y regulatorio de los vehículos financieros. Proponer esquemas

legislativos para que se instituya un régimen jurídico transparente de estos intermediarios financieros de PEMEX y se definan las instancias supervisoras que tienen que normar y regular su operación.

Proyectos de inversión IDT. Legislar sobre los mecanismos que deberán diseñarse

para que se incrementen sensiblemente los recursos destinados a proyectos de investigación y desarrollo tecnológico. Revisar en especial la situación respecto del Instituto Mexicano del Petróleo y proponer esquemas para aumentar estos proyectos en los programas de las filiales de PEMEX.

Régimen jurídico de empresas filiales de Pemex. Evaluar cambios en la legislación

sobre el régimen actual de Pemex en relación a las 41 empresas en las que Pemex tiene inversión y sus resultados no se consolidan por estar sujetas en algunos casos a derecho privado escapando de esta manera a la rendición de cuentas efectiva.

Donativos. El tema de los donativos es un área de oportunidad para el legislativo, en donde deberá acotarse y transparentarse la aplicación de recursos públicos.

Gobierno corporativo. Evaluar la posibilidad legislativa de dotar de mayor

autonomía a Pemex en su gestión técnica.

B. Subsector eléctrico. Productores independientes. Analizar la necesidad de la participación de

Productores independientes de energía (PIE) en el sector, el marco legal que regula su participación, así como la modernización de la industria en materia de generación y transmisión, la adopción de fuentes renovables de energía para la generación de la misma y llevar a cabo la planificación del crecimiento de la capacidad de generación del sector dentro de márgenes de reserva adecuados, sin sacrificar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica.

Liquidación de LyFC. Solicitar una amplia revisión a la ASF sobre el proceso de

extinción de la empresa, a efecto de transparentar los resultados financieros, sus niveles de operación y la legalidad del proceso mismo.


63

ANEXO 1

Resumen de auditorías practicadas por la ASF en la revisión de la Cuenta Pública 2008, según sector, ente auditado y tipo de revisión


65

FINANCIERAS Y DE

CUMPLIMIENTO


SISTEMAS

TOTAL CUENTA PÚBLICA 2008 228 62 564 127 2 2 2 987

SUBTOTAL HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO 9 22 49 2 1 0 0 83

1 Secretaría de Hacienda y Crédito Público 4 8 13 1 1 272 Agroasemex, S.A. 1 13 Banco Nacional de Comercio Exterior, S.N.C. 1 5 64 Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos, S.N.C. 4 1 55 Comisión Nacional del Sistema de Ahorro para el Retiro 1 1 26 Financiera Rural 1 2 37 Fondo de Garantía y Fomento para la Agricultura, Ganadería y Avicultura 1 18 Fondo Especial para Financiamientos Agropecuarios 1 19 Instituto para la Protección al Ahorro Bancario 2 2

10 Lotería Nacional para la Asistencia Pública 1 2 311 Nacional Financiera, S.N.C 1 3 6 1012 Pronósticos para la Asistencia Pública 1 113 Seguros de Crédito a la Vivienda SHF, S.A. de C.V. 1 114 Servicio de Administración y Enajenación de Bienes 1 4 1 615 Servicio de Administración Tributaria 1 12 1316 Sociedad Hipotecaria Federal, S.N.C. 1 1

SUBTOTAL FUNCIONES DE DESARROLLO ECONÓMICO 36 17 87 75 0 0 1 216

SECTOR AGRICULTURA, GANADERÍA, DLLO. RURAL, PESCA Y ALIM. 2 1 14 3 0 0 0 2017 Secretaría de Agricultura, Ganadería, Dllo. Rural, Pesca y Alimentación 1 1 7 1 1018 Apoyos y Servicios a la Comercialización Agropecuaria 1 3 419 Colegio de Postgraduados 1 120 Comisión Nacional de Acuacultura y Pesca 1 121 Fideicomiso de Riesgo Compartido 1 122 Instituto Nacional de Investigaciones Forestales, Agrícolas y Pecuarias 2 223 Servicio Nacional de Sanidad, Inocuidad y Calidad Agroalimentaria 1 1

SECTOR COMUNICACIONES Y TRANSPORTES 6 2 8 31 0 0 0 4724 Secretaría de Comunicaciones y Transportes 4 1 2 14 2125 Administración Portuaria Integral de Manzanillo, S.A. de C.V. 2 226 Administración Portuaria Integral de Puerto Vallarta, S.A. de C.V. 1 127 Administración Portuaria Integral de Veracruz, S.A. de C.V. 1 2 328 Aeropuerto Internacional de la Ciudad de México, S.A. de C.V. 1 3 429 Aeropuertos y Servicios Auxiliares 2 3 530 Caminos y Puentes Federales de Ingresos y Servicios Conexos 6 631 Comisión Federal de Telecomunicaciones 1 132 Servicio Postal Mexicano 1 1 233 Servicios a la Navegación en el Espacio Aéreo Mexicano 1 134 Telecomunicaciones de México 1 1

SECTOR ECONOMÍA 3 2 7 0 0 0 0 1235 Secretaría de Economía 1 2 3 636 Coord. Gral. del Prog. Nal. de Apoyo para las Empresas de Solidaridad 1 137 Exportadora de Sal, S.A. de C.V. 1 138 Fideicomiso de Fomento Minero 1 139 Procuraduría Federal del Consumidor 1 140 ProMéxico 1 1 2

SECTOR TRABAJO Y PREVISIÓN SOCIAL 2 0 1 0 0 0 0 341 Secretaría del Trabajo y Previsión Social 1 142 Instituto del Fondo Nacional para el Consumo de los Trabajadores 1 143 Procuraduría Federal de la Defensa del Trabajo 1 1

SECTOR REFORMA AGRARIA 1 0 2 0 0 0 0 344 Fideicomiso Fondo Nacional de Fomento Ejidal 1 2 3

SECTOR MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES 7 1 6 5 0 0 0 1945 Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales 1 1 1 346 Comisión Nacional del Agua 5 2 5 1247 Comisión Nacional Forestal 1 3 4

SECTOR ENERGÍA 14 2 43 36 0 0 1 9648 Comisión Federal de Electricidad 2 1 4 8 1 1649 Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias 1 150 Instituto Mexicano del Petróleo 1 151 Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares 1 152 Luz y Fuerza del Centro 2 4 4 1053 Petróleos Mexicanos 1 10 1154 Pemex Exploración y Producción 3 14 18 3555 Pemex Gas y Petroquímica Básica 2 2 3 756 Pemex Petroquímica 1 2 3 657 Pemex Refinación 2 5 758 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 1 1

SECTOR TURISMO 1 0 3 0 0 0 0 459 Secretaría de Turismo 1 160 Consejo de Promoción Turística de México, S.A. de C.V. 1 161 Fondo Nacional de Fomento al Turismo 2 2

SECTOR CIENCIA Y TECNOLOGÍA 0 9 2 0 0 0 0 1162 Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología 5 2 763 Centro de Investigación Científica y de Educación Sup. de Ensenada, BC 1 164 Centro de Investigaciones Biológicas del Noroeste, S.C. 1 165 El Colegio de la Frontera Norte, A.C. 1 166 Instituto de Investigaciones "Dr. José María Luis Mora" 1 1

ENTIDADES NO COORDINADAS SECTORIALMENTE 0 0 1 0 0 0 0 167 Comité Nacional para el Desarrollo Sustentable de la Caña de Azúcar 1 1

AUDITORÍAS PRACTICADAS POR LA ASF EN LA REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2008


TOTALESPECIAL


SEGUI-MIENTO



66

FINANCIERAS Y DE

CUMPLIMIENTO


SISTEMAS


SUBTOTAL FUNCIONES DE GOBIERNO 11 4 19 9 0 0 1 44

PODER LEGISLATIVO 0 0 2 0 0 0 0 268 Cámara de Diputados 1 169 Cámara de Senadores 1 1

PODER JUDICIAL 1 0 1 0 0 0 0 270 Suprema Corte de Justicia de la Nación 1 171 Consejo de la Judicatura Federal 1 1

SECTOR GOBERNACIÓN 1 1 2 0 0 0 0 472 Secretaría de Gobernación 1 1 1 373 Instituto Nacional de Migración 1 1

SECTOR RELACIONES EXTERIORES 2 0 2 0 0 0 0 474 Secretaría de Relaciones Exteriores 2 2 4

SECTOR DEFENSA NACIONAL 0 0 3 7 0 0 0 1075 Secretaría de la Defensa Nacional 3 7 10

SECTOR MARINA 0 0 1 2 0 0 0 376 Secretaría de Marina 1 2 3

SECTOR PROCURADURÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA 0 0 4 0 0 0 0 477 Procuraduría General de la República 4 4

SECTOR FUNCIÓN PÚBLICA 3 0 0 0 0 0 0 378 Secretaría de la Función Pública 2 279 Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales 1 1

SECTOR SEGURIDAD PÚBLICA 2 3 2 0 0 0 0 780 Secretaría de Seguridad Pública 1 1 1 381 Policía Federal Preventiva 1 182 Secretariado Ejecutivo del Sistema Nacional de Seguridad Pública 1 2 3

ÓRGANOS AUTÓNOMOS 2 0 1 0 0 0 1 483 Instituto Federal Electoral 1 184 Tribunales Agrarios 1 185 Tribunal Federal de Justicia Fiscal y Administrativa 1 1 2

ENTIDADES NO COORDINADAS SECTORIALMENTE 0 0 1 0 0 0 0 186 Instituto Nacional de las Mujeres 1 1

SUBTOTAL FUNCIONES DE DESARROLLO SOCIAL 46 19 44 17 1 2 0 129

SECTOR EDUCACIÓN PÚBLICA 7 6 17 1 0 1 0 3287 Secretaría de Educación Pública 3 4 6 1 1488 Administración Federal de Servicios Educativos en el Distrito Federal 1 189 Colegio Nacional de Educación Profesional Técnica 1 190 Comisión de Operación y Fomento de Actividades Académicas del IPN 1 191 Comisión Nacional de Cultura Física y Deporte 1 1 292 Comisión Nacional de Libros de Texto Gratuitos 1 193 Consejo Nacional de Fomento Educativo 2 294 Consejo Nacional para la Cultura y las Artes 1 195 Fondo de Cultura Económica 1 196 Instituto Nacional de Antropología e Historia 1 197 Instituto Nacional de Bellas Artes y Literatura 1 198 Instituto Nacional de la Infraestructura Física Educativa 1 1 299 Instituto Nacional para la Educación de los Adultos 1 1

100 Instituto Politécnico Nacional 1 1 2101 Universidad Pedagógica Nacional 1 1

INSTITUCIONES PÚBLICAS DE EDUCACIÓN SUPERIOR 1 8 0 3 0 0 0 12102 Universidad Nacional Autónoma de México 1 1 2 4103 Benemérita Universidad Autónoma de Puebla 1 1104 Universidad Autónoma Agraria "Antonio Narro" 1 1105 Universidad Autónoma "Benito Juárez" de Oaxaca 1 1106 Universidad Autónoma de Chiapas 1 1107 Universidad Autónoma de Chihuahua 1 1108 Universidad Autónoma del Estado de Hidalgo 1 1109 Universidad Autónoma Metropolitana 1 1110 Universidad de Quintana Roo 1 1

SECTOR SALUD 2 1 14 2 0 0 0 19111 Secretaría de Salud 1 1 2112 Centro Nacional de Vigilancia Epidemiológica y Control de Enfermedades 1 1113 Centro Nacional para la Prevención y Control del VIH/SIDA 1 1114 Centro Nacional para la Salud de la Infancia y la Adolescencia 2 2115 Comisión Federal para la Protección contra Riesgos Sanitarios 1 1116 Comisión Nacional de Protección Social en Salud 5 5117 Hospital General de México 1 1118 Instituto Nacional de Cancerología 1 1119 Instituto Nacional de Cardiología Ignacio Chávez 1 1120 Instituto Nacional de Ciencias Médicas y Nutrición Salvador Zubirán 1 1121 Instituto Nacional de Enfermedades Respiratorias Ismael Cosío Villegas 1 1122 Instituto Nacional de Medicina Genómica 1 1123 Laboratorios Biológicos y Reactivos de México, S.A. de C.V. 1 1

SECTOR DESARROLLO SOCIAL 31 2 5 0 1 0 0 39124 Secretaría de Desarrollo Social 31 2 1 34125 Coordinación Nacional del Programa de Desarrollo Humano Oportunidades 1 1126 Fideicomiso Fondo Nacional de Habitaciones Populares 1 1127 Instituto Nacional de Desarrollo Social 1 1128 Liconsa, S.A. de C.V. 1 1 2

ENTIDADES NO COORDINADAS SECTORIALMENTE 5 2 8 11 0 1 0 27129 Comisión Nacional de Vivienda 1 1130 Instituto Mexicano del Seguro Social 3 2 4 9 1 19131 Instituto de Seguridad y Servicios Sociales de los Trabajadores del Estado 1 2 2 5132 Sistema Integral de Tiendas y Farmacias del ISSSTE 2 2



TOTALESPECIAL


SEGUI-MIENTO



67

FINANCIERAS Y DE

CUMPLIMIENTO


SISTEMAS


SUBTOTAL ENTIDADES FEDERATIVAS Y MUNICIPIOS 126 0 365 24 0 0 0 515

133 Aguascalientes 3 11 1 15134 Baja California 2 12 1 15135 Baja California Sur 2 9 11136 Campeche 4 10 14137 Chiapas 13 12 1 26138 Chihuahua 3 12 1 16139 Coahuila 3 11 2 16140 Colima 3 9 1 13141 Distrito Federal 1/ 9 1 10142 Durango 4 8 1 13143 Estado de México 4 12 1 17144 Guanajuato 4 12 2 18145 Guerrero 3 12 1 16146 Hidalgo 3 12 15147 Jalisco 2 14 16148 Michoacán 3 13 1 17149 Morelos 3 11 1 15150 Nayarit 3 12 1 16151 Nuevo León 3 13 16152 Oaxaca 12 11 1 24153 Puebla 5 13 1 19154 Querétaro 3 13 16155 Quintana Roo 3 9 1 13156 San Luis Potosí 4 13 1 18157 Sinaloa 3 11 1 15158 Sonora 4 11 15159 Tabasco 3 11 14160 Tamaulipas 4 12 1 17161 Tlaxcala 3 9 12162 Veracruz 11 13 1 25163 Yucatán 3 14 1 18164 Zacatecas 3 11 14


1/ La auditoría sobre el FAEB en el Distrito Federal (Ramo General 25) está considerada en la SEP, por ser la dependencia donde se realizó la revisión.


TOTALESPECIAL



SEGUI-MIENTO



69

ANEXO 2

Resumen de observaciones-acciones promovidas por la ASF en la revisión de la Cuenta Pública 2008, según sector, ente auditado y tipo de acción


71

R RDPEFC

FSA PRAS PO DH

TOTAL CUENTA PÚBLICA 2008 987 7,745 5,105 1,190 71 211 1,111 1,053 10 8,751

SUBTOTAL HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO 83 323 215 111 10 21 83 9 1 450

1 Secretaría de Hacienda y Crédito Público 27 113 66 72 1 8 26 1 1742 Agroasemex, S.A. 1 3 3 33 Banco Nacional de Comercio Exterior, S.N.C. 6 17 13 7 204 Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos, S.N.C. 5 37 34 1 1 7 1 445 Comisión Nacional del Sistema de Ahorro para el Retiro 2 4 1 3 48 Financiera Rural 3 17 3 19 2 246 Fondo de Garantía y Fomento para la Agricultura, Ganadería y Avicultura 1 07 Fondo Especial para Financiamientos Agropecuarios 1 1 1 19 Instituto para la Protección al Ahorro Bancario 2 010 Lotería Nacional para la Asistencia Pública 3 9 8 1 3 1 1311 Nacional Financiera, S.N.C 10 20 8 7 1 10 1 2712 Pronósticos para la Asistencia Pública 1 4 4 413 Seguros de Crédito a la Vivienda SHF, S.A. de C.V. 1 4 4 3 715 Servicio de Administración y Enajenación de Bienes 6 24 23 1 11 3514 Servicio de Administración Tributaria 13 67 42 10 7 10 13 5 1 8816 Sociedad Hipotecaria Federal, S.N.C. 1 3 5 1 6

SUBTOTAL FUNCIONES DE DESARROLLO ECONÓMICO 216 1,029 602 428 12 100 134 41 4 1,321

SECTOR AGRICULTURA, GANADERÍA, DLLO. RURAL, PESCA Y ALIM. 20 211 159 15 0 69 17 8 4 27217 Secretaría de Agricultura, Ganadería, Dllo. Rural, Pesca y Alimentación 10 86 75 5 25 4 10918 Apoyos y Servicios a la Comercialización Agropecuaria 4 59 36 10 19 2 1 6819 Colegio de Postgraduados 1 3 3 1 10 1 1520 Comisión Nacional de Acuacultura y Pesca 1 13 11 7 1821 Fideicomiso de Riesgo Compartido 1 21 3 12 6 4 2522 Instituto Nacional de Investigaciones Forestales, Agrícolas y Pecuarias 2 023 Servicio Nacional de Sanidad, Inocuidad y Calidad Agroalimentaria 1 29 31 5 1 37

SECTOR COMUNICACIONES Y TRANSPORTES 47 189 109 111 4 15 16 6 0 26124 Secretaría de Comunicaciones y Transportes 21 83 27 84 9 4 1 9825 Administración Portuaria Integral de Manzanillo, S.A. de C.V. 2 11 11 026 Administración Portuaria Integral de Puerto Vallarta, S.A. de C.V. 1 6 6 027 Administración Portuaria Integral de Veracruz, S.A. de C.V. 3 16 9 7 1 828 Aeropuerto Internacional de la Ciudad de México, S.A. de C.V. 4 14 13 1 3 429 Aeropuertos y Servicios Auxiliares 5 11 11 1 1 230 Caminos y Puentes Federales de Ingresos y Servicios Conexos 6 18 15 3 5 3 1131 Comisión Federal de Telecomunicaciones 1 4 6 3 332 Servicio Postal Mexicano 2 17 1 20 2 2233 Servicios a la Navegación en el Espacio Aéreo Mexicano 1 5 6 4 434 Telecomunicaciones de México 1 4 4 0

SECTOR ECONOMÍA 12 112 78 49 1 3 23 2 0 15635 Secretaría de Economía 6 70 45 23 3 15 2 8836 Coord. Gral. del Prog. Nal. de Apoyo para las Empresas de Solidaridad 1 14 24 1 4 2937 Exportadora de Sal, S.A. de C.V. 1 5 5 4 938 Fideicomiso de Fomento Minero 1 039 Procuraduría Federal del Consumidor 1 17 24 2440 ProMéxico 2 6 4 2 6

SECTOR TRABAJO Y PREVISIÓN SOCIAL 3 31 2 30 0 0 2 0 0 3441 Secretaría del Trabajo y Previsión Social 1 13 13 1342 Instituto del Fondo Nacional para el Consumo de los Trabajadores 1 3 2 2 443 Procuraduría Federal de la Defensa del Trabajo 1 15 17 17

SECTOR REFORMA AGRARIA 3 40 22 18 0 3 5 0 0 4844 Fideicomiso Fondo Nacional de Fomento Ejidal 3 40 22 18 3 5 48

SECTOR MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES 19 158 49 111 0 2 20 8 0 19045 Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales 3 39 5 33 7 4546 Comisión Nacional del Agua 12 96 21 69 2 13 10547 Comisión Nacional Forestal 4 23 23 9 8 40

SECTOR ENERGÍA 96 215 126 66 7 7 38 14 0 25848 Comisión Federal de Electricidad 16 32 14 14 6 3 3749 Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias 1 3 3 2 550 Instituto Mexicano del Petróleo 1 051 Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares 1 10 10 1052 Luz y Fuerza del Centro 10 12 8 4 1253 Petróleos Mexicanos 11 25 21 1 1 2 6 2 3354 Pemex Exploración y Producción 35 81 54 24 6 5 13 1 10355 Pemex Gas y Petroquímica Básica 7 12 8 3 1 1 1356 Pemex Petroquímica 6 12 11 1 3 1557 Pemex Refinación 7 26 13 13 2 2858 P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. 1 2 2 2

SECTOR TURISMO 4 35 14 28 0 0 3 0 0 4559 Secretaría de Turismo 1 20 28 2860 Consejo de Promoción Turística de México, S.A. de C.V. 1 8 8 2 1061 Fondo Nacional de Fomento al Turismo 2 7 6 1 7

SECTOR CIENCIA Y TECNOLOGÍA 11 17 17 0 0 0 6 3 0 2662 Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología 7 16 16 6 3 2563 Centro de Investigación Científica y de Educación Sup. de Ensenada, BC 1 064 Centro de Investigaciones Biológicas del Noroeste, S.C. 1 065 El Colegio de la Frontera Norte, A.C. 1 1 1 166 Instituto de Investigaciones "Dr. José María Luis Mora" 1 0

ENTIDADES NO COORDINADAS SECTORIALMENTE 1 21 26 0 0 1 4 0 0 3167 Comité Nacional para el Desarrollo Sustentable de la Caña de Azúcar 1 21 26 1 4 31

TOTAL

ACCIONES PROMOVIDAS

OBSERVACIONES-ACCIONES PROMOVIDAS POR LA ASF EN LA REVISIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2008



72

R RDPEFC

FSA PRAS PO DH


SUBTOTAL FUNCIONES DE GOBIERNO 44 413 307 202 0 21 24 5 0 559

PODER LEGISLATIVO 2 43 40 0 0 7 0 0 0 4768 Cámara de Diputados 1 20 16 5 2169 Cámara de Senadores 1 23 24 2 26

PODER JUDICIAL 2 23 13 13 0 3 0 0 0 2970 Suprema Corte de Justicia de la Nación 1 14 13 3 1671 Consejo de la Judicatura Federal 1 9 13 13

SECTOR GOBERNACIÓN 4 30 11 19 0 0 0 0 0 3072 Secretaría de Gobernación 3 27 8 19 2773 Instituto Nacional de Migración 1 3 3 3

SECTOR RELACIONES EXTERIORES 4 38 10 46 0 1 0 1 0 5874 Secretaría de Relaciones Exteriores 4 38 10 46 1 1 58

SECTOR DEFENSA NACIONAL 10 54 56 0 0 1 3 0 0 6075 Secretaría de la Defensa Nacional 10 54 56 1 3 60

SECTOR MARINA 3 22 34 0 0 1 2 0 0 3776 Secretaría de Marina 3 22 34 1 2 37

SECTOR PROCURADURÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA 4 60 67 0 0 2 6 3 0 7877 Procuraduría General de la República 4 60 67 2 6 3 78

SECTOR FUNCIÓN PÚBLICA 3 32 0 67 0 0 0 0 0 6778 Secretaría de la Función Pública 2 17 46 4579 Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales 1 15 21 29

SECTOR SEGURIDAD PÚBLICA 7 72 66 28 0 5 12 1 0 11280 Secretaría de Seguridad Pública 3 34 30 6 2 6 1 4581 Policía Federal Preventiva 1 19 20 3 6 2982 Secretariado Ejecutivo del Sistema Nacional de Seguridad Pública 3 19 16 22 38

ÓRGANOS AUTÓNOMOS 4 37 8 29 0 1 1 0 0 3983 Instituto Federal Electoral 1 084 Tribunales Agrarios 1 20 21 2185 Tribunal Federal de Justicia Fiscal y Administrativa 2 17 8 8 1 1 18

ENTIDADES NO COORDINADAS SECTORIALMENTE 1 2 2 0 0 0 0 0 0 286 Instituto Nacional de las Mujeres 1 2 2 2

SUBTOTAL FUNCIONES DE DESARROLLO SOCIAL 129 1,005 581 395 11 52 200 61 2 1,302

SECTOR EDUCACIÓN PÚBLICA 32 335 173 144 1 30 74 13 0 43587 Secretaría de Educación Pública 14 186 109 83 1 16 44 10 26388 Administración Federal de Servicios Educativos en el Distrito Federal 1 15 11 4 6 2189 Colegio Nacional de Educación Profesional Técnica 1 1 1 190 Comisión de Operación y Fomento de Actividades Académicas del IPN 1 6 5 2 791 Comisión Nacional de Cultura Física y Deporte 2 15 11 4 5 2092 Comisión Nacional de Libros de Texto Gratuitos 1 6 6 1 793 Consejo Nacional de Fomento Educativo 2 6 6 1 794 Consejo Nacional para la Cultura y las Artes 1 19 12 4 7 2395 Fondo de Cultura Económica 1 4 4 496 Instituto Nacional de Antropología e Historia 1 5 5 597 Instituto Nacional de Bellas Artes y Literatura 1 16 16 1698 Instituto Nacional de la Infraestructura Física Educativa 2 16 8 4 6 1 1999 Instituto Nacional para la Educación de los Adultos 1 36 36 36

100 Instituto Politécnico Nacional 2 4 1 4 1 6101 Universidad Pedagógica Nacional 1 0

INSTITUCIONES PÚBLICAS DE EDUCACIÓN SUPERIOR 12 82 89 6 1 2 7 1 0 106102 Universidad Nacional Autónoma de México 4 12 9 6 1 16103 Benemérita Universidad Autónoma de Puebla 1 10 13 2 15104 Universidad Autónoma Agraria "Antonio Narro" 1 1 1 1105 Universidad Autónoma "Benito Juárez" de Oaxaca 1 11 12 1 3 1 17106 Universidad Autónoma de Chiapas 1 15 17 17107 Universidad Autónoma de Chihuahua 1 10 11 11108 Universidad Autónoma del Estado de Hidalgo 1 9 11 11109 Universidad Autónoma Metropolitana 1 1 2 2110 Universidad de Quintana Roo 1 13 14 2 16

SECTOR SALUD 19 212 120 70 8 12 69 7 0 286111 Secretaría de Salud 2 6 4 1 4 9112 Centro Nacional de Vigilancia Epidemiológica y Control de Enfermedades 1 44 49 49113 Centro Nacional para la Prevención y Control del VIH/SIDA 1 21 11 3 7 2 23114 Centro Nacional para la Salud de la Infancia y la Adolescencia 2 22 13 4 9 26115 Comisión Federal para la Protección contra Riesgos Sanitarios 1 32 34 26 60116 Comisión Nacional de Protección Social en Salud 5 52 44 8 4 21 4 81117 Hospital General de México 1 3 2 1 3118 Instituto Nacional de Cancerología 1 4 4 4119 Instituto Nacional de Cardiología Ignacio Chávez 1 2 2 2120 Instituto Nacional de Ciencias Médicas y Nutrición Salvador Zubirán 1 0121 Instituto Nacional de Enfermedades Respiratorias Ismael Cosío Villegas 1 20 21 21122 Instituto Nacional de Medicina Genómica 1 2 2 1 3123 Laboratorios Biológicos y Reactivos de México, S.A. de C.V. 1 4 4 1 5

SECTOR DESARROLLO SOCIAL 39 145 77 98 0 8 17 4 2 206124 Secretaría de Desarrollo Social 34 114 34 98 7 13 2 2 156125 Coordinación Nacional del Programa de Desarrollo Humano Oportunidades 1 1 4 4126 Fideicomiso Fondo Nacional de Habitaciones Populares 1 14 22 4 2 28127 Instituto Nacional de Desarrollo Social 1 14 15 1 16128 Liconsa, S.A. de C.V. 2 2 2 2

ENTIDADES NO COORDINADAS SECTORIALMENTE 27 231 122 77 1 0 33 36 0 269129 Comisión Nacional de Vivienda 1 22 22 22130 Instituto Mexicano del Seguro Social 19 164 96 30 1 31 32 190131 Instituto de Seguridad y Servicios Sociales de los Trabajadores del Estado 5 34 11 25 2 4 42132 Sistema Integral de Tiendas y Farmacias del ISSSTE 2 11 15 15

TOTAL

ACCIONES PROMOVIDAS




73

R RDPEFC

FSA PRAS PO DH


SUBTOTAL ENTIDADES FEDERATIVAS Y MUNICIPIOS 515 4,975 3,400 54 38 17 670 937 3 5,119

133 Aguascalientes 15 185 112 47 31 190134 Baja California 15 133 95 12 30 137135 Baja California Sur 11 173 109 3 19 50 181136 Campeche 14 93 47 1 11 36 95137 Chiapas 26 175 105 18 4 3 21 36 187138 Chihuahua 16 105 75 7 25 107139 Coahuila 16 132 119 10 4 133140 Colima 13 104 42 1 1 30 35 109141 Distrito Federal 1/ 10 201 159 1 31 21 212142 Durango 13 236 147 2 4 34 50 237143 Estado de México 17 151 86 1 18 53 158144 Guanajuato 18 73 38 2 15 20 75145 Guerrero 16 207 181 2 19 13 3 218146 Hidalgo 15 199 145 31 24 200147 Jalisco 16 172 116 23 36 175148 Michoacán 17 218 159 3 25 40 227149 Morelos 15 152 75 1 22 62 160150 Nayarit 16 235 184 2 21 33 240151 Nuevo León 16 144 80 3 1 36 27 147152 Oaxaca 24 150 125 16 1 4 6 6 158153 Puebla 19 109 80 4 15 15 114154 Querétaro 16 243 187 7 17 35 246155 Quintana Roo 13 125 72 1 25 30 128156 San Luis Potosí 18 239 154 1 1 36 47 239157 Sinaloa 15 124 94 1 6 23 124158 Sonora 15 164 111 17 38 166159 Tabasco 14 42 35 2 6 43160 Tamaulipas 17 54 52 1 1 54161 Tlaxcala 12 146 69 1 26 51 147162 Veracruz 25 146 100 14 17 18 149163 Yucatán 18 215 176 2 1 36 14 229164 Zacatecas 14 130 71 1 34 28 134

R. Recomendación.RD. Recomendación al Desempeño.PEFCF. Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación Fiscal.SA. Solicitud de Aclaración-Recuperación.PRAS. Promoción de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria.PO. Pliego de Observaciones.DH. Denuncia de Hechos.

TOTAL


ACCIONES PROMOVIDAS



1/ La auditoría sobre el FAEB en el Distrito Federal (Ramo General 25) está considerada en la SEP, por ser la dependencia donde se realizó la revisión.

[escriba su número de teléfono] comisiÓn de vigilancia de ... · la producción bruta de...

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