Pemex-Exploración y Producción Derechos Sobre Extracción de Hidrocarburos, Especial Sobre Hidrocarburos y Adicional Sobre Hidrocarburos

Transcripción

1 Grupo Funcional Desarrollo Económico Pemex-Exploración y Producción Derechos Sobre Extracción de Hidrocarburos, Especial Sobre Hidrocarburos y Adicional Sobre Hidrocarburos Auditoría Financiera y de Cumplimiento: T4L DE-159 Criterios de Selección Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios cuantitativos y cualitativos establecidos en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011, considerando lo dispuesto en el Plan Estratégico de la ASF Objetivo Fiscalizar la gestión financiera para comprobar que los derechos se calcularon, enteraron, registraron en la contabilidad y presentaron en la Cuenta Pública, de conformidad con las disposiciones legales y normativas. Alcance Miles de Pesos Universo Seleccionado 15,691,999.8 Muestra Auditada 15,691,999.8 Representatividad de la Muestra % El importe revisado correspondió a los pagos por 5,629,274.9, 6,060,342.9 y 4,002,382.0 miles de pesos, del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y del Derecho Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), respectivamente, para 46 campos del Paleocanal de Chicontepec, 29 segregados del Paleocanal de Chicontepec, 5 de aguas profundas y 82 marginales, de un total de 720 campos registrados en 2011 por Pemex Exploración y Producción. Estos importes fueron reportados como recaudación neta en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública Antecedentes En el decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos (LFD), relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008 (vigente para 2009), se incorporaron los artículos 257 Bis, 257 Ter y 257 Quáter con la inclusión de la obligación para Pemex Exploración y Producción (PEP) de pagar los derechos correspondientes a campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, siguientes: 1

2 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 Artículo 257 Bis. Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos por la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y de los campos en aguas profundas. Artículo 257 Ter. Derecho Especial sobre Hidrocarburos por la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec. Artículo 257 Quáter. Derecho Especial sobre Hidrocarburos por la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en aguas profundas. En el decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la LFD, relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 27 de noviembre de 2009 (aplicable para 2010), se modificaron los artículos 257 Bis, 257 Ter y 257 Quáter y se incorporó el artículo 257 Séptimus; entre otros aspectos, se incluyeron nuevos conceptos como volumen de petróleo crudo equivalente y valor promedio acumulado del petróleo crudo equivalente, se integraron en la clasificación los campos segregados del Paleocanal de Chicontepec, y se incorporó el Derecho Adicional sobre Hidrocarburos. En la mecánica de cálculo de los derechos destacó lo siguiente: Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos. Se determina sobre el valor de la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, con la aplicación de la tasa del 15.0% conforme al artículo 257 Ter de la LFD. Derecho Especial sobre Hidrocarburos. Se determina sobre el valor de la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas menos deducciones, las cuales no excederán de la deducción máxima (Cost Cap) establecida en el artículo 257 Quáter de la LFD y la tasa aplicable es del 30.0% cuando la producción acumulada del campo de que se trate no sea mayor a 240 millones de barriles de petróleo crudo equivalente o del 36.0% cuando la producción acumulada exceda los 240 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Derecho Adicional sobre Hidrocarburos. Se determina sobre el valor de extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, cuando el valor promedio acumulado anual del petróleo crudo equivalente por barril extraído supere los 60.0 dólares (el cual se actualizará cada ejercicio empleando para tal efecto el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América). La tasa aplicable es del 52.0% sobre el volumen adicional de conformidad con el artículo 257 Séptimus de le LFD. En el decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la LFD, relativo al Régimen Fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 18 de noviembre de 2010, destaca la incorporación de la fracción IV en el artículo 257 Bis, que establece: 2

3 Grupo Funcional Desarrollo Económico Los campos marginales a que se refiere el artículo 258 Bis de esta Ley, únicamente respecto de la producción incremental anual que se obtenga una vez alcanzada la producción base anual. A la producción base anual se aplicarán los derechos previstos en los artículos 254 a 257 de esta Ley. Resultados 1. Volúmenes de extracción de petróleo crudo y gas natural De conformidad con el artículo 257 Bis, fracciones I, II, III y IV, y 258 Bis de la Ley Federal de Derechos, vigente a partir de 2011, Pemex Exploración y Producción (PEP) pagará los derechos sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), sobre la valoración de la producción de petróleo crudo y gas natural de los campos del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec, en aguas profundas y marginales. A fin de verificar la integración de la producción de petróleo crudo y gas natural (asociado y no asociado) de los campos mencionados se revisaron las bases de datos que operó PEP en 2011, correspondientes a la extracción anual de petróleo crudo (ZRPD1), gas asociado (ZRPD2) y no asociado (ZRPD3) del Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP), el balance de gas asociado y no asociado y la base de datos de volúmenes de petróleo crudo y gas natural del Sistema de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH). A) Extracción de petróleo crudo La extracción de petróleo crudo en 2011 fue de 930,779.3 miles de barriles (MB). Este volumen fue aportado por los activos integrales de las cuatro regiones administrativas de PEP, como se muestra en la tabla siguiente: 3

4 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR ACTIVO INTEGRAL, 2011 Región/Activo PRODUCCIÓN MB % RMNE 1/ Cantarell 182, Ku-Maloob-Zaap 307, Subtotal 490, RMSO 2/ Abkatun Pol Chuc 100, Litoral de Tabasco 103, Subtotal 204, Región Sur Bellota Jujo 52, Cinco Presidentes 30, Macuspana 11, Muspac 17, Samaria Luna 81, Subtotal 193, Región Norte Aceite Terciario del Golfo 19, Poza Rica Altamira 21, Veracruz 1, Subtotal _42,424.3 _4.5 Total 930, FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo ZRPD1 del SNIP, proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/ RMNE: Región Marina Noreste. 2/ RMSO: Región Marina Suroeste. La RMNE fue la que aportó el mayor volumen de petróleo crudo a nivel nacional con 490,098.9 MB, el 52.7%. PEP elaboró el catálogo de campos oficiales y desagregó los 720 campos productores de petróleo crudo y gas (asociado y no asociado), de acuerdo con la clasificación establecida en el artículo 257 Bis de la Ley Federal de Derechos, como se muestra en la tabla siguiente: DISTRIBUCIÓN DE CAMPOS POR RÉGIMEN FISCAL, 2011 Régimen Campos % General Paleocanal de Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Aguas profundas Marginal Total FUENTE: Catálogo de campos oficiales proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. Los campos denominados como General corresponden a todos los campos considerados para el cálculo de Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), se ubican en las cuatro 4

5 Grupo Funcional Desarrollo Económico regiones administrativas de PEP y no se incluyen en las clasificaciones del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal Chicontepec, aguas profundas y marginales. Los campos del Paleocanal de Chicontepec y segregados del Paleocanal de Chicontepec, se ubican en los activos integrales Aceite Terciario del Golfo y Poza Rica Altamira de la Región Norte de PEP. Los campos en aguas profundas se localizan en el Golfo de México y, en promedio, sus pozos se ubican en zonas con un tirante de agua superior a metros. Los campos marginales se ubican en las regiones Sur y Norte de PEP y, de acuerdo con el catastro de campos petroleros oficiales, se localizan en los estados siguientes: CAMPOS MARGINALES POR ESTADO, 2011 Estado Núm. de campos Chiapas 3 Hidalgo 1 Puebla 2 San Luis Potosí 2 Tabasco 19 Tamaulipas 4 Veracruz 35 Veracruz y Puebla 1 Zona Federal (Aguas territoriales) 15 Total general 82 FUENTE: Documento Ubic Campos Marg Cat Petrol 2011.xls, proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. PEP desagregó la producción nacional de petróleo crudo de 930,779.3 MB con base en el catálogo de campos oficiales por régimen fiscal y en los diferentes derechos que tributa, de la manera siguiente: 5

6 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO DE ACUERDO AL CATÁLOGO DE CAMPOS OFICIALES, 2011 (MB) Derecho Clasificación (Artículo de la Ley Régimen Fiscal Producción para cada Producción (MB) Núm. de campos 1/ Federal de Derechos) derecho (MB) DOSH y DSHFE 2/ 257 Bis, fracción IV 900, , General 872, (PBA) DSEH, DESH y DASH 2/ 257 Bis, fracción I Campos del Paleocanal de Chicontepec 257 Bis, fracción II Campos Segregados del Paleocanal de Chicontepec 257 Bis, fracción III Campos en aguas profundas Paleocanal de Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Aguas profundas 30, , , Bis, fracción IV Campos marginales Marginal 3,370.9 (PIA) 82 DEIME y DEFIPE 2/ 930, FUENTE: Catálogo de campos oficiales proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/ Núm. de campos de acuerdo al catálogo oficial de campos. 2/ PIA: Producción Incremental Anual de los campos marginales. PBA: Producción Base Anual de los campos marginales. DOSH: Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos. DSHFE: Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización. DSEH: Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos. DESH: Derecho Especial sobre Hidrocarburos. DASH: Derecho Adicional sobre Hidrocarburos. DEIME: Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía. DEFIPE: Derecho para la Fiscalización Petrolera. Para el cálculo del DOSH, a la producción de los campos del régimen general se le agregó la producción base anual de los campos marginales, de lo que resultó una producción de 900,764.8 MB. De conformidad con el artículo 258 Ter, fracción VII, la producción incremental anual de un campo marginal es la que resulta una vez que el campo marginal sobrepasa la producción base anual, y para los efectos de los artículos 257 Bis, 257 Ter, 257 Quáter, 257 Quintus, 257 Séptimus, 257 Octavus y 258 Quáter de la Ley Federal de Derechos se considerará: Como producción incremental anual de un campo marginal, la que se obtenga de la siguiente fórmula: si prodt > pbat, piat = prodt pbat si prodt < pbat, piat = 0 6

7 Grupo Funcional Desarrollo Económico Donde: piat: es la producción incremental del campo marginal en el periodo que corresponda. pbat: es la producción base anual del campo marginal. prodt: es el volumen efectivamente obtenido de petróleo crudo equivalente del campo marginal, incluyendo el consumo que de este producto efectúe PEMEX Exploración y Producción en el ejercicio fiscal que corresponda. t: es el ejercicio fiscal que corresponda, de manera que cuando t=1, se refiere al ejercicio fiscal en que se incorpora al campo al inventario de campos marginales. Se revisaron los volúmenes de la producción incremental anual de los campos marginales y correspondió con la presentada por PEP en las declaraciones normales y complementarias por campo del DSEH, DESH y DASH, en cumplimiento de la normativa. De conformidad con el artículo 257 Bis, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos la producción de los 82 campos marginales por 31,684.1 MB se dividió en producción incremental anual de 3,370.9 MB para el cálculo del DSEH, DESH y DASH y en producción base anual de 28,313.2 MB, para el cálculo del DOSH. Para el cálculo del DSEH, DESH y DASH se consideraron las producciones acumuladas de los campos del Paleocanal de Chicontepec, la de los campos segregados del Paleocanal de Chicontepec y la de los correspondientes a la producción incremental anual de los campos marginales, clasificados por tipo de petróleo crudo (en el SNIP no se registró producción de campos en aguas profundas). Esta producción se conformó como se muestra en la tabla y gráfica siguientes: PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO CRUDO PARA EL CÁLCULO DEL DSEH, DESH Y DASH, 2011 Paleocanal Segregados del Marginales Producción Petróleo crudo de Paleocanal de (Producción para DSEH, Chicontepec Chicontepec incremental) DESH y DASH % (1+2+3) Superligero Ligero , , Pesado No Exportable Superligero No Exportable Ligero 18, , , No Exportable Pesado 2, , Total 20, , , , FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo ZRPD1 del SNIP y catálogo de campos oficiales proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. Nota: Se muestra el volumen total de los campos acumulado a diciembre. 7

8 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 PRODUCCIÓN ACUMULADA POR TIPO DE PETRÓLEO CRUDO PARA EL DSEH, DESH Y DASH, 2011 (30,014.5 MB) FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo ZRPD1 del SNIP y catálogo de campos oficiales proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. Tanto la producción de petróleo crudo registrada en el SNIP, como la distribuida en el SIBH, son coincidentes con la presentada en las declaraciones normales y complementarias por campo del DSEH, DESH y DASH. El total de la producción de petróleo crudo de 930,779.3 MB, se consideró para los cálculos del Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía (DEIME) y del Derecho para la Fiscalización Petrolera (DEFIPE). B) Extracción de Gas Natural En 2011, el volumen de gas natural fue de 2,406,831,731.0 miles de pies cúbicos (MPC) de las cuatro regiones administrativas de PEP, de los cuales, 1,602,157,331.3 MPC, el 66.6% del total, correspondieron a gas asociado y 804,674,399.7 MPC, el 33.4%, a gas no asociado, como se muestra en la gráfica siguiente: 8

9 Grupo Funcional Desarrollo Económico Producción acumulada de gas asociado (1,602,157,331.3 MPC) PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL, 2011 (2,406,831,731.0 MPC) Producción acumulada de gas no asociado (804,674,399.7 MPC) RS 1 574,127, % RN 2 73,967, % RMNE 3 513,033, % RS 1 43,579, % RMSO 4 441,028, % RN 2 761,094, % FUENTE: Base de datos de extracción de gas asociado ZRPD2 y no asociado ZRPD3 del SNIP y Balance de gas asociado y no asociado, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1 RS: Región Sur. 2 RN: Región Norte. 3 RMNE: Región Marina Noreste. 4 RMSO: Región Marina Suroeste. Con los volúmenes de gas por campo registrados en el SNIP y con base en el catálogo fiscal de campos oficiales, PEP distribuyó la extracción de gas asociado y no asociado que sirvió de base para calcular cada uno de los derechos, como se muestra en la tabla siguiente: Derecho DOSH y DSHFE 2/ DSEH, DESH y DASH 2/ DISTRIBUCIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE GAS NATURAL (ASOCIADO Y NO ASOCIADO) DE ACUERDO AL CATÁLOGO DE CAMPOS OFICIALES, 2011 (MPC) Clasificación (Artículo de la Ley Federal de Derechos) Bis, fracción I Campos del Paleocanal de Chicontepec 257 Bis, fracción II Campos Segregados del Paleocanal de Chicontepec Régimen Núm. de Campos 1/ Producción (MPC) General 558 2,300,672,920.8 Paleocanal de Chicontepec 46 37,288,964.3 Segregados del Paleocanal de Chicontepec 29 11,603,698.9 Aguas profundas Bis, fracción III Campos en aguas profundas 257 Bis, fracción IV Campos marginales Marginal 82 57,266,147.0 DEFIPE Y DEIME 2/ 720 2,406,831,731.0 FUENTE: Catálogo de campos oficiales proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/ Núm. de campos de acuerdo al catálogo oficial de campos. 2/DOSH: Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos. DEIME: Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía. DEFIPE: Derecho para la Fiscalización Petrolera. DSHFE: Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización. DSEH: Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos. DESH: Derecho Especial sobre Hidrocarburos. DASH: Derecho Adicional sobre Hidrocarburos. 9

10 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 Para el cálculo del Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía (DEIME) y del Derecho para la Fiscalización Petrolera (DEFIPE), PEP consideró la producción total de 2,406,831,731.0 MPC de gas natural. De conformidad con el artículo 257 Bis, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, la producción neta de los campos marginales, se dividió en producción base anual por 49,854,298.7 MPC (la cual se adicionó a la producción de los campos generales para el cálculo del DOSH), y producción incremental anual de 4,365,867.9 MPC para el cálculo del DSEH, DESH y DASH. Para obtener la producción total de gas natural para el cálculo del DSEH, DESH y DASH, PEP sumó la de los campos del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec y la incremental anual de los marginales. En el SNIP no se registró producción de gas de campos en aguas profundas. Para determinar la producción neta, a la producción total de los campos del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec e incremental anual de los marginales por 53,258,531.1 MPC se le disminuyó el volumen de Bióxido de Carbono (CO 2 ) por 110,712.9 MPC que se inyectó a los campos para producir hidrocarburos en 2011, resultaron 53,147,818.2 MPC. Concepto VOLUMEN DE GAS NATURAL PARA BASE FISCAL DEL DSEH, DESH Y DASH, 2011 (MPC) Paleocanal de Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Campos marginales Marginales (Producción base anual) Marginales (Producción incremental) Extracción para DSEH, DESH Y DASH Producción de gas total 37,288, ,603, ,266, ,900, ,365, ,258,531.1 Co 2 110, ,045, ,045, ,712.9 N Producción neta de gas 37,178, ,603, ,220, ,854, ,365, ,147,818.2 Gas usado en operación 3,635, , ,197, ,117, ,079, ,520,150.5 Empaque neto 1/ (193,159.6) (193,159.6) Volumen para base fiscal 33,542, ,798, ,216, ,929, ,286, ,627,667.7 FUENTE: Base de datos de extracción de gas asociado ZRPD2 y no asociado ZRPD3 del SNIP y Balance de gas asociado y no asociado, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. Nota: Se muestra el volumen total de los campos acumulado a diciembre. 1/ El empaque para el cálculo del DSEH, DESH y DASH fue de cero. Para obtener el volumen de la base fiscal para el cálculo del DSEH, DESH y DASH, a la producción neta de gas por 53,147,818.2 MPC se le restó el gas usado en operación por 5,520,150.5 MPC, resultando un volumen para base fiscal de 47,627,667.7 MPC. Los volúmenes determinados de gas natural utilizado como base fiscal son iguales a los presentados en las declaraciones complementarias por campo del DSEH, DESH y DASH, en cumplimiento de la normativa. 10

11 Grupo Funcional Desarrollo Económico PEP pagó el DSEH, DESH y DASH, sobre la valoración de la producción de petróleo crudo y gas natural de los campos del Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec y marginales. 2. Precio promedio para valorar los volúmenes del petróleo crudo y gas natural De conformidad con el artículo 258 Ter, fracciones I y II, de la Ley Federal de Derechos, para valorar la extracción de petróleo crudo y gas natural para el cálculo de los derechos sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Adicional sobre Hidrocarburos (DASH), se debe considerar el precio promedio de exportación de petróleo crudo y de la unidad térmica de gas natural. A fin de verificar el cálculo de dichos precios se revisaron las bases de datos que operó Pemex Exploración y Producción (PEP) en 2011, de los volúmenes y ventas de las mezclas de exportación (Maya, Altamira, Istmo y Olmeca), el cálculo del ajuste por rendimiento y por azufre de los precios de las corrientes no exportables (ligero y pesado), elaborado por la Gerencia de Estrategias de Comercialización, y el Consolidado de Ingresos, Egresos y Precios de Gas, formulado por la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP. A) Precio promedio de exportación de petróleo crudo A partir de la base de datos del volumen e ingresos por exportación de petróleo crudo, se calcularon los volúmenes y las ventas acumuladas de las mezclas de exportación, como se muestra a continuación: VOLÚMENES Y VENTAS DE EXPORTACIÓN ACUMULADAS, 2011 (Miles) Exportación acumulada (barriles) Ventas acumuladas (pesos) Mes Maya 1/ Istmo Olmeca Total 2/ Maya (1) Istmo Olmeca Total 2/ Ene 35, , , , ,334, ,330, ,502, ,167,271.9 Feb 63, , , , ,732, ,615, ,493, ,841,843.8 Mar 95, , , , ,441, ,000, ,869, ,312,265.7 Abr 123, , , , ,263, ,319, ,722, ,304,732.1 May 156, , , , ,122, ,390, ,857, ,370,056.2 Jun 188, , , , ,162, ,446, ,911, ,520,823.6 Jul 218, , , , ,071, ,546, ,031, ,649,038.4 Ago 253, , , , ,737, ,318, ,228, ,284,495.7 Sep 281, , , , ,160, ,818, ,050, ,030,808.9 Oct 314, , , , ,129, ,645, ,570, ,345,986.0 Nov 345, , , , ,970, ,338, ,743, ,051,798.6 Dic 378, , , , ,234, ,023, ,813, ,072,803.8 FUENTE: Base de datos de los volúmenes y ventas de exportación de petróleo crudo proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/El crudo Maya incluye al crudo Altamira, debido a que ambos son crudos pesados. 2/ Las sumas totales pueden no coincidir debido al redondeo al pasar las cifras a miles. Con los volúmenes y las ventas acumuladas se calculó el precio promedio de exportación de cada una de las mezclas y el precio promedio ponderado de exportación de petróleo crudo, como se muestra a continuación: 11

12 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE EXPORTACIÓN, 2011 (Pesos por barril) Mes Precios promedio de exportación Precio promedio ponderado Maya 1/ Istmo Olmeca de exportación Enero 1, , , ,031.6 Febrero 1, , , ,057.0 Marzo 1, , , ,120.2 Abril 1, , , ,163.3 Mayo 1, , , ,176.8 Junio 1, , , ,184.3 Julio 1, , , ,188.6 Agosto 1, , , ,190.4 Septiembre 1, , , ,202.4 Octubre 1, , , ,219.7 Noviembre 1, , , ,241.8 Diciembre 1, , , ,257.5 FUENTE: Base de datos mensual de volúmenes y ventas de exportación por tipo de mezcla proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/ El crudo Maya incluye al crudo Altamira, debido a que ambos son crudos pesados. La determinación de los precios promedio ponderados coincidió con la utilizada por PEP para valorar la producción de petróleo crudo en las declaraciones normales y complementarias del DSEH, DESH y DASH. B) Precio de las corrientes no exportables El artículo 258 Ter, fracción I, de la Ley Federal de Derechos establece que en el caso de que algún tipo de petróleo crudo comercializado dentro del país no haya sido exportado, el precio de estos se calculará ajustándolo por la calidad del hidrocarburo de que se trate, de acuerdo con el contenido de azufre y los grados API que contenga. Para verificar el ajuste al precio de las corrientes no exportables, se revisaron las bases de datos de extracción y los papeles de trabajo del cálculo del ajuste por rendimiento y por azufre de los precios de las corrientes no exportables (pesados y ligeros), emitidos por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP, y se determinó el ajuste para cada corriente, como se muestra en la tabla siguiente: 12

13 Grupo Funcional Desarrollo Económico DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS PROMEDIO PONDERADOS DE LAS CORRIENTES NO EXPORTABLES, 2011 Precio promedio ponderado de exportación Ajuste por azufre y rendimiento Precio ajustado (1+2) Tipo de cambio Precio ajustado 1/ (3 x 4) Mes d/b 2/ d/b d/b $/d 2/ $/b 2/ (1) (2) (3) (4) (5) Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Ene (5.80) , , Feb (5.67) , , Mar (6.00) , , Abr (6.38) , , May (6.44) , , Jun (6.35) , , Jul (6.43) , , Ago (6.41) , , Sep (6.32) , , Oct (6.21) , , Nov (6.08) , , Dic (6.01) , , FUENTE: Ajustes en rendimientos y azufre de los precios de las corrientes no exportables 2011, emitidos por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP. 1/ Algunas cifras no coinciden debido al redondeo. 2/ d/b: Dólares por barril. $/d: pesos por dólar. $/b: pesos por barril. Los precios calculados de las corrientes no exportables de crudo ligero y pesado, coincidieron con los aplicados por PEP para valorar los volúmenes de crudo no exportable ligero y pesado en las declaraciones normales y complementarias del DSEH, DESH y DASH. C) Precio de la unidad térmica de gas natural A partir del Reporte Consolidado de Ingresos, Egresos y Precios del Gas de PEP, se determinó el volumen y las ventas mensuales y acumuladas de gas natural que PEP realizó a Pemex Gas y Petroquímica Básica y a Pemex Refinación, como se muestra en la tabla siguiente: 13

14 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 VOLÚMENES Y VENTAS DE GAS NATURAL, 2011 Volumen (MPC) Ventas (Pesos) Mes Mensual Acumulada 1/ Mensual Acumulada 1/ Enero 177,777, ,777, ,566,533, ,566,533,950.3 Febrero 159,397, ,174, ,591,608, ,158,142,425.6 Marzo 175,488, ,663, ,808,036, ,966,179,162.2 Abril 168,896, ,559, ,128,575, ,094,754,907.8 Mayo 174,369, ,929, ,729,488, ,824,243,790.4 Junio 168,481, ,024,411, ,269,989, ,094,233,562.9 Julio 172,863, ,197,274, ,577,951, ,672,184,766.4 Agosto 172,833, ,370,108, ,621,239, ,293,424,264.8 Septiembre 163,688, ,533,797, ,839,360, ,132,784,791.5 Octubre 170,961, ,704,759, ,526,753, ,659,538,438.4 Noviembre 163,526, ,868,285, ,487,571, ,147,109,474.5 Diciembre 169,263, ,037,549, ,079,604, ,226,714,216.0 FUENTE: Reporte Consolidado de Ingresos, Egresos y Precios del Gas de PEP, proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/ Algunas cifras no coinciden debido al redondeo. Para determinar el precio promedio y el precio promedio ponderado en pesos por millar de pies cúbicos ($/MPC) de gas natural se dividieron las ventas entre el volumen acumulado, con los resultados siguientes: DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE GAS NATURAL, 2011 ($/MPC) Mes Precio promedio Precio promedio ponderado ASF ASF Declaraciones Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre FUENTE: Reporte Consolidado de Ingresos, Egresos y Precios del Gas, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. $/MPC: Pesos por millar de pies cúbicos. Los precios promedio ponderados de gas natural calculados por la Auditoría Superior de la Federación, coincidieron con los utilizados por PEP para valorar la producción de gas natural en las declaraciones complementarias del DSEH, DESH y DASH. 14

15 Grupo Funcional Desarrollo Económico 3. Determinación del Cost Cap para el cálculo del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) De conformidad con el artículo 257 Quáter de la Ley Federal de Derechos, correspondiente al pago del DESH, se establece que El monto de la deducción por concepto de los costos, gastos e inversiones, relacionados con el petróleo crudo y gas natural extraídos del campo de que se trate, sin considerar los señalados en las fracciones VI a VIII del presente artículo, no podrá ser superior al 60.0% del valor del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año del campo de que se trate ni a 32.5 dólares de los Estados Unidos de América por barril de petróleo crudo equivalente extraído en el año de que se trate. El monto máximo de deducción a que se refiere este párrafo, se actualizará cada ejercicio empleando para tal efecto el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América. Para verificar el límite de las deducciones (Cost Cap) se analizaron las bases de datos de la extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) del Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP), el balance de gas asociado para 2011 y los papeles de trabajo del Sistema Nacional de Información de Balance de Hidrocarburos (SIBH), todo ello proporcionado por Pemex Exploración y Producción (PEP). A) Determinación del Cost Cap considerando 60.0% de la valoración total de petróleo crudo y gas natural A partir de los volúmenes y valoración de la extracción de petróleo y gas natural asociado, se determinó la valoración acumulada de la producción de petróleo crudo y gas natural asociado, como se muestra en la tabla siguiente: Mes VALORACIÓN ACUMULADA DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL ASOCIADO, 2011 (Miles de pesos) Paleocanal de Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Marginales incremental (Art. 257 Bis, fracción I) (Art. 257 Bis, fracción II) (Art. 257 Bis, fracción IV) Petróleo Petróleo Crudo Gas Total 2/ Crudo Gas Total Petróleo Crudo Gas Total 2/ Ene 2,020, , ,191, Feb 3,881, , ,214, Mar 6,521, , ,037, Abr 9,074, , ,792, May 11,674, , ,604, Jun 14,169, ,128, ,297, Jul 16,729, ,330, ,059, , , ,574.0 Ago 19,415, ,544, ,960, , , ,730.1 Sep 22,475, ,759, ,234, , , ,473.0 Oct 23,580, ,785, ,366, ,347, , ,544, ,825, , ,903,607.1 Nov 24,907, ,795, ,702, ,641, , ,021, ,945, , ,070,549.3 Dic 1 / 26,092, ,814, ,907, ,387, , ,565, ,194, , ,779,057.3 FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) y papeles de trabajo del SIBH, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. Nota: Al cierre de 2011 no se tiene registro de producción en campos de aguas profundas. 1/ Corresponde a la valoración del Paleocanal de Chicontepec como una sola unidad, 10 campos marginales y 29 campos segregados del Paleocanal de Chicontepec. 2/ Las cifras totales pueden no coincidir debido al redondeo al convertir las cifras a miles. 15

16 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 Con la valoración acumulada de la producción de petróleo crudo y gas natural se calculó el Cost Cap, al multiplicar dicha valoración por la cota determinada del 60.0%, como se detalla enseguida: Mes DETERMINACIÓN DEL COST CAP A PARTIR DEL 60% DE LA VALORACIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL, 2011 Valoración de la producción de petróleo crudo y gas asociado Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Marginales incremental Cota de crudo y gas (60.0% del valor de la producción) Cost Cap (Miles de pesos) Chicontepec Segregados del Paleocanal de Chicontepec Marginales incremental Ene 2,191, ,314, Feb 1 / 4,214, ,528, Mar 7,037, ,222, Abr 9,792, ,875, May 12,604, ,562, Jun 15,297, ,178, Jul 18,059, , ,835, ,744.4 Ago 20,960, , ,576, ,638.1 Sep 24,234, , ,540, ,483.8 Oct 25,366, ,544, ,903, ,219, ,526, ,142,164.3 Nov 26,702, ,021, ,070, ,021, ,013, ,842,329.6 Dic 2 / 27,907, ,565, ,779, ,744, ,739, ,667,434.4 FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) y papeles de trabajo del SIBH, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. 1/ La cifra no coincide debido al redondeo. 2/ Corresponde a la valoración del Paleocanal de Chicontepec como una sola unidad, 10 campos marginales y 29 campos segregados del Paleocanal de Chicontepec B) Determinación del Cost Cap considerando 32.5 dólares por barril de petróleo crudo equivalente (BPCE) A partir de la producción de gas natural asociado en millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), empleando el factor de conversión en MBD/MMPCD, se calculó el volumen de gas asociado en miles de barriles de petróleo crudo equivalente (MBPCE), y se sumó al volumen de petróleo crudo para obtener el volumen acumulado, como se muestra a continuación: 16

17 Grupo Funcional Desarrollo Económico Mes PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL ASOCIADO CONSIDERADA PARA EL CÁLCULO DEL COST CAP, 2011 Segregados del Paleocanal de Paleocanal de Chicontepec Chicontepec Marginales incremental (Art. 257 Bis, fracción I) (Art. 257 Bis, fracción II) (Art. 257 Bis, fracción IV) Petróleo Petróleo Petróleo Crudo Gas Total 2/ Crudo Gas Total 2/ Crudo Gas Total 2/ MBD MMPCD MBPCED MBD 2/ MBD MMPCD MBPCED MBD 2/ MBD MMPCD MBPCED MBD 2/ Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 1 / FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) y papeles de trabajo del SIBH, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. MBD: Miles de barriles diarios. MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios. MBPCED: Miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios. 1/ Corresponde a la valoración del Paleocanal de Chicontepec como una sola unidad, 10 campos marginales y 29 campos segregados. 2/ Algunas cifras no coinciden debido al redondeo. Se calculó el Cost Cap multiplicando el volumen de producción en MBPCE por dólares por barril (Cota actualizada al multiplicar los 32.5 d/b establecidos en el artículo 257 Quáter de la Ley Federal de Derechos por el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América), como se detalla a continuación: 17

18 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 Mes Paleocanal de Chicontepec Producción total Segregados del Paleocanal de Chicontepec DETERMINACIÓN DEL COST CAP A PARTIR DEL VOLUMEN DE PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE, 2011 Cost Cap TC Cost Cap Actualizado 1/ (miles de pesos) Paleocanal de Chicontepec Marginales incremental Segregados del Paleocanal de Chicontepec Marginales Incremental Total 3/ MBD MBD MBD d/b $/d Ene ,090, ,090,383.3 Feb ,096, ,096,036.1 Mar ,245, ,245,337.5 Abr ,366, ,366,203.4 May ,525, ,525,043.0 Jun ,670, ,670,863.9 Jul ,843, , ,884,109.4 Ago ,141, , ,222,362.7 Sep ,547, , ,817,916.5 Oct ,989, ,123, , ,846,249.8 Nov ,433, ,201, ,174, ,809,331.5 Dic 2 / ,880, ,408, ,734, ,024,099.9 FUENTE: Bases de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) y gas asociado (ZRPD2) y papeles de trabajo del SIBH, proporcionados por la Gerencia de Control de Gestión de PEP. MBD: Miles de barriles diarios. 1/ Monto máximo de deducción actualizado empleando el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, que para 2011 fue de / Corresponde a la valoración del Paleocanal de Chicontepec como una sola unidad, 10 campos marginales y 29 campos segregados. 3/ Algunas cifras no coinciden por el redondeo. El valor calculado del Cost Cap correspondió al registrado en las declaraciones por campo del DESH presentadas por PEP, para algunos campos se consideró el 60.0% del valor del petróleo crudo y gas natural y en otros el límite de dólares por barril de petróleo crudo equivalente, en cumplimiento de la normativa. Por otra parte, en el artículo 257 Quárter, párrafo décimo segundo, se establece que la parte deducible de los gastos, costos e inversiones que rebase el monto máximo de deducción, se podrá deducir en los 15 ejercicios inmediatos posteriores a aquel al que correspondan. Al respecto, se solicitó a PEP informar las causas por las que no aplicó el remanente de 1,653,182.4 miles de pesos, proveniente del ejercicio 2010 en el cálculo del DESH de Este importe resultó al comparar el total de deducciones por costos, gastos e inversiones del ejercicio 2010 y el monto máximo de deducciones permitido por la Ley Federal de Derechos vigente en 2010, como se muestra en el cuadro siguiente: 18

19 Grupo Funcional Desarrollo Económico REMANENTE DEL DESH DEL 2010 PENDIENTE DE DEDUCIR (Miles de pesos) Concepto Monto Total de deducciones por costos, gastos e inversiones ,277, Monto máximo de deducciones permitido por la LFD ,624,716.4 = Remanente pendiente de deducir 1,653,182.4 FUENTE: Deducciones por costos, gastos e inversiones del ejercicio Al respecto, mediante el oficio del 19 de junio de 2012, PEP informó que las causas por las cuales Pemex Exploración y Producción no aplicó el remanente de 2010 del DESH en el ejercicio de 2011, fueron las siguientes: Derivado que el remanente de 1,653,182.4 miles de pesos se originó en los campos de Chicontepec general (como una sola unidad) se realizó un papel de trabajo (vaciado de declaraciones) con la finalidad de analizar mensualmente en que declaraciones (pagos provisionales) del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y en el campo de Chicontepec general, los costos, gastos e inversiones habían estado por debajo del Cost Cap con la finalidad de identificar en que meses del 2011 se podía aplicar parte del remanente del ejercicio Con base en el papel de trabajo señalado en el párrafo anterior, se observó que en todos los meses del 2011 los costos, gastos e inversiones del campo de Chicontepec general estuvieron por arriba del Cost Cap, por lo que el límite de deducciones permitido fue el Cost Cap, no pudiendo deducir en la declaración de pago provisional de ningún mes, parte del remanente del En la declaración anual del 2011 del Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH), del campo de Chicontepec general, el resultado fue el siguiente: REMANENTE DEL DESH DEL 2011 PENDIENTE DE DEDUCIR (Miles de pesos) Concepto Monto Total de deducciones por costos, gastos e inversiones ,950, Monto máximo de deducciones permitido por la LFD ,880,985.8 = Remanente pendiente de deducir 3,069,409.7 FUENTE: Información proporcionada por PEP mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG De acuerdo con las declaraciones del DESH, el remanente de 2011 pendiente de deducir por tipo de campo se conformó de la manera siguiente: REMANENTE DEL DESH DEL 2011 PENDIENTE DE DEDUCIR POR TIPO DE CAMPO (Miles de pesos) Remanente pendiente Campo de deducir Marginales 421,637.9 Segregados 4,432,628.1 Chicontepec general 3,069,409.7 Total 7,923,675.7 FUENTE: Declaraciones normales y complementarias del DESH del

20 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 Conforme a lo expuesto, al ser mayor el monto de los costos, gastos e inversiones que el Cost Cap, PEP no consideró en el cálculo del DESH de 2011 el remanente de la parte deducible de los costos, gastos e inversiones de 2010 por 1,653,182.4 miles de pesos y de los correspondientes a 2011 tiene pendiente por deducir 7,923,675.7 miles de pesos, por lo que de acuerdo con el artículo 257 Quáter, párrafo décimo segundo, de la Ley Federal de Derechos la parte deducible de los gastos, costos e inversiones que rebase el monto máximo de deducción, se podrá deducir en los 15 ejercicios inmediatos posteriores a aquel al que correspondan. 4. Cálculo de los derechos sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), Especial sobre Hidrocarburos (DESH) y Adicional sobre Hidrocarburos (DASH) Pemex Exploración y Producción (PEP) presentó en total 49 declaraciones, 39 normales y 10 complementarias, de las cuales, 12 fueron normales y 1 anual del DSEH; 12 normales, 5 complementarias y 1 anual del DESH, y 12 normales, 5 complementarias y 1 anual del DASH. Por los derechos auditados se realizaron pagos provisionales por 16,958,804.7 miles de pesos, integrados de la forma siguiente: IMPORTE DE PAGOS PROVISIONALES DEL DSEH, DESH Y DASH, 2011 (Miles de pesos) Derecho Importe (1) Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos 6,037,698.3 Derecho Especial sobre Hidrocarburos 6,198,845.2 Derecho Adicional sobre Hidrocarburos 4,722,261.2_ Total 16,958,804.7 FUENTE: Declaraciones de pagos provisionales normales y complementarios y declaraciones anuales del ejercicio 2011 del DSEH, DESH y DASH. (1): El importe de los pagos provisionales corresponde a los reportados en el dictamen de los estados financieros de la entidad, presentados el 21 de febrero de Para verificar el cálculo del DSEH, DESH y DASH, se obtuvo el valor del petróleo crudo y gas natural extraído de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec y marginales. En términos generales el cálculo anual que incluye los pagos provisionales normales y complementarios de los derechos de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, segregados del Paleocanal de Chicontepec y marginales, se describe como sigue: 1. En relación con el DSEH al valor del petróleo crudo y gas natural del campo de que se trate (40,251,314.4 miles de pesos) se le aplicó la tasa del 15.0%, y se obtuvo un monto del derecho causado por 6,037,697.2 miles de pesos. 2. Respecto del DESH al valor del petróleo crudo y gas natural del campo de que se trate, se le restaron las partidas deducibles autorizadas para determinar la base gravable y se le aplicó la tasa del 36.0%, cuando la producción acumulada fue mayor 20

21 Grupo Funcional Desarrollo Económico de millones de barriles de petróleo crudo equivalente y del 30.0% cuando la producción acumulada fue menor a esa cifra, de lo que se obtuvieron 6,208,755.7 miles de pesos de derechos causados (4,541,086.9 miles de pesos a la tasa del 36.0% y 1,667,668.8 miles de pesos al 30.0%). 3. En el caso del DASH, el valor promedio acumulado anual del petróleo crudo equivalente por barril extraído fue de dólares, precio mayor en dólares de los dólares (importe actualizado) establecidos en el artículo 257 séptimus de la Ley Federal de Derechos (LFD). El importe excedente de dólares se multiplicó por el volumen del petróleo crudo y gas natural (40,644.0 miles de barriles) y por el tipo de cambio correspondiente al periodo de pago de pesos por dólar, y se obtuvo la base gravable de 9,081,263.8 miles de pesos, a la que se le aplicó la tasa del 52.0% establecida en la LFD y como resultado se obtuvo el importe anual del DASH por 4,722,257.2 miles de pesos. Con base en lo expuesto, el cálculo de los derechos presentados por PEP en las declaraciones mensuales normales, complementarias y las declaraciones anuales del DSEH, el DESH y el DASH se realizó conforme a la normativa; excepto que en el campo marginal Cinco Presidentes correspondiente al Activo Integral Cinco Presidentes de la Región Sur en diciembre, PEP consideró para el cálculo del DESH del campo mencionado deducciones por 357,950.8 miles de pesos en lugar de 341,639.8 miles de pesos, disminuyó 16,311.0 miles de pesos de más, situación que originó que PEP no pagara 5,872.0 miles de pesos de derechos. En el transcurso de la auditoría y con motivo de la intervención de la Auditoría Superior de la Federación, el 31 de agosto de 2012 PEP presentó la declaración complementaria del pago provisional de diciembre de 2011 por los 5,872.0 miles de pesos y la declaración anual 2011 para corregir dicha situación. Asimismo, el 30 de octubre de 2012 PEP informó que: El problema radicó en que al momento de integrar los costos, gastos e inversiones de diciembre del campo marginal Cinco Presidentes una de las fórmulas del archivo donde se realizaba el cálculo no se modificó, lo que ocasionó que se leyera una cifra incorrecta. El origen del problema fue que el archivo se copiaba tantas veces como campos marginales con producción incremental se tuvieran y se filtraba y se adecuaban las fórmulas a nivel de cada campo. Al mes de diciembre de 2011 el total de campos marginales con producción incremental se elevó a 10, sin embargo a nivel organismo se contaba con un inventario de 82 campos marginales por los cuales había que obtener la información a detalle. A diciembre de 2011 se declararon 40 campos en total para el régimen especial: 29 campos segregados, 10 marginales con producción incremental y 1 de Chicontepec general, que multiplicado por los 3 derechos da un total de = 40x3 derechos (DSEH, DESH y DASH) = 3 declaraciones con 120 anexos. 21

22 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011 Así como una declaración más para el DOSH, DEIME, DEFIPE, FONDO, DESEP= 5 declaraciones. Esta situación originó que la cantidad de archivos a trabajar y revisar se elevara considerablemente. La hoja de cálculo que se utilizaba para la elaboración de las declaraciones utilizaba alrededor de 950 operaciones manuales de forma mensual, entre ligas, fórmulas y vínculos, a otras pestañas dentro de la misma hoja y a otras hojas, que multiplicado por el número de campos incrementaba la cantidad de operaciones a realizar/controlar. Proporcionó la descripción detallada de las pantallas en Excel del proceso aplicado para la integración de los costos, gastos e inversiones, donde la entidad identifica la integración de la cantidad de 144,401.7 miles de pesos acumulados a diciembre (correspondientes a octubre, noviembre y diciembre), a nivel total de campos marginales, y muestra que con motivo de la extracción de la información por campo, al momento de integrar los costos, gastos e inversiones del campo Cinco Presidentes, no se modificó de manera adecuada uno de los elementos de la fórmula para que los valores de noviembre los trajera de ese mismo mes, lo que ocasionó que los importes de noviembre fueran los mismos de diciembre, con lo que el total de los tres meses fue de 160,712.7 miles de pesos, por lo que al corregir la fórmula el resultado obtenido entre el archivo total por 144,401.7 miles de pesos y el archivo por campo es el mismo. Además, PEP informó que como medidas adoptadas durante 2012 para reforzar el control interno implementó lo siguiente: Primera medida: A partir de abril de 2012 simplificó y optimizó el proceso de cálculo, para que en lugar de elaborar una hoja de trabajo por cada campo segregado (29 hojas a diciembre 2011), una hoja por campo marginal (10 hojas a diciembre 2011) y una hoja general, se elaboren soló tres hojas de trabajo, denominadas Segregados para el cálculo de los campos segregados; Marginales para el cálculo de campos marginales y Agrupada para el cálculo de los campos de Chicontepec como una sola unidad y Aguas Profundas (que no tiene producción), así como para los campos del régimen general, además en esta hoja se lleva el control de las cifras de todos los derechos a nivel total. Esta medida evita el riesgo de que al momento de copiar el archivo varias veces, filtrarlo por campo y modificar las fórmulas, se cometan errores, además de que facilita considerablemente su manejo, elaboración y revisión de la hoja. Segunda medida: La Gerencia de Recursos Financieros está trabajando en un nuevo sistema informático denominado Sistema de Determinación Fiscal, que tendrá una sola fuente de información (donde se alojarán todos los insumos y todos los cálculos), permitirá automatizar procesos, agilizará el proceso de cálculo, tendrá toda la información concentrada en una misma base de datos y ofrecerá mayores medidas de control y de revisión. Este sistema se encuentra en periodo de pruebas, con un 80% de avance en su proceso y se estima concluirlo en marzo de