Comisión Federal de Electricidad Central de Ciclo Combinado Norte Auditoría de Inversiones Físicas: TOQ DE-124. Criterios de Selección

Transcripción

1 Comisión Federal de Electricidad Central de Ciclo Combinado Norte Auditoría de Inversiones Físicas: TOQ DE-124 Criterios de Selección Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizada en la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010, considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización. Objetivo Fiscalizar la gestión financiera de los recursos canalizados al proyecto, a fin de comprobar que las inversiones físicas se planearon, programaron, presupuestaron, licitaron, adjudicaron, contrataron, ejecutaron y pagaron conforme a la legislación aplicable Alcance Universo Seleccionado: 1,281,928.5 miles de pesos Muestra Auditada: 1,281,928.5 miles de pesos Representatividad de la Muestra: % Se revisaron 1,281,928.5 miles de pesos, que representan el 100.0% del importe ejercido durante la operación comercial de la Central de Ciclo Combinado Norte de agosto a diciembre de Antecedentes Con base en los objetivos, metas y estrategias establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo y en sus programas de mediano plazo, para satisfacer el crecimiento de la demanda máxima anual de 5.7% estimada durante el periodo de de energía eléctrica en el área norte del país, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) consideró en el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) el proyecto Central de Ciclo Combinado Norte, el cual tiene por objeto la celebración de un contrato de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada bajo la modalidad de productor independiente de energía, quien estará obligado por un plazo de 25 años, a partir de la fecha de operación comercial a vender la producción neta de energía eléctrica a la CFE. Los dictámenes de factibilidad técnica y económica concluyeron que el proyecto es factible, considerando que del estudio de costo-beneficio se obtuvieron resultados razonables, pues 1

2 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 los flujos financieros y el monto neto de operación del proyecto dieron como resultado una relación de costo-beneficio de 1.52 y una tasa interna de retorno mayor de 100%. Para adjudicar el contrato de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica que incluyó la ejecución de todas las obras necesarias para la construcción, instalación, operación y mantenimiento de la Central de Ciclo Combinado Norte, el 15 de noviembre de 2005, la entidad fiscalizada convocó a la licitación pública internacional núm En el proceso de licitación, la Dirección de Proyectos de Inversión Financiada de la CFE adjudicó el contrato de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada núm. PIF-006/2007 a la empresa Fuerza y Energía de Norte Durango, S.A. de C.V., con base en las reformas a los artículos 3, fracción II, 36, fracción III, y la adición del artículo 36-bis, de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, así como la sección duodécima, del capítulo IX, del Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. El contrato de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada núm. PIF-006/2007 se formalizó el 10 de abril de 2007 y tuvo por objeto la provisión de la capacidad neta garantizada y la venta de la producción neta de energía asociada con dicha capacidad neta garantizada por el productor a la Comisión Federal de Electricidad, de conformidad con las especificaciones contractuales; para lo cual el productor debió programar, diseñar, construir y llevar a cabo todas aquellas actividades necesarias para poner en operación las instalaciones de la Central de Ciclo Combinado Norte de conformidad con el contrato a fin de asegurar el suministro a la Comisión Federal de Electricidad de una capacidad neta garantizada de 450 MW, a más tardar el 1 de junio de 2009, fecha programada de operación comercial; operar, ser propietario y mantener las instalaciones de conformidad con el contrato; y vender a la Comisión la producción neta de energía asociada a la capacidad neta garantizada por un periodo de 25 años a partir de la fecha de operación comercial. La construcción de la central, ubicada en el municipio de Durango, en el estado del mismo nombre, se pactó con un plazo de ejecución de 740 días, del 24 de mayo de 2007 al 1 de junio de Paralelamente, en la misma fecha, 10 de abril de 2007, se celebró el primer convenio para diferir en 140 días las fechas inicio y término de construcción de la central y ampliar en 76 días el plazo de ejecución debido al retraso ocurrido en el proceso de licitación originado por la opinión no favorable de la Comisión Federal de Competencia (CFC) sobre la participación en la licitación de las empresas Unión Fenosa Internacional, S. A. e Iberdrola Energía, S. A., Sociedad Unipersonal y por los recursos de reconsideración que tramitaron ambas empresas para obtener la opinión favorable y continuar con el proceso, lo que ocurrió hasta el 25 de enero de 2007, lo que afectó las fechas de emisión del fallo, firma del contrato, de inicio y término de construcción de la central y de su entrada en operación comercial establecidas en la licitación, por lo que se modificaron las fechas de inicio y término de construcción del 24 de mayo de 2007 al 10 de octubre de 2007, y del 1 de junio de 2009 al 2 de enero de 2010, respectivamente, para quedar esta última como nueva fecha de operación comercial y el plazo de ejecución en 816 días. 2

3 Posteriormente, el 25 de junio de 2010 se formalizó el segundo convenio para prorrogar en 79 días la fecha programada de operación comercial, del 2 de enero de 2010 al 21 de marzo del mismo año, por problemas de índole climatológico, la contingencia por el virus de la influenza A (H1N1), y por cambios en el punto de interconexión con el gasoducto de PEMEX y la Estación de Regulación y Medición. Finalmente, los trabajos de la central se concluyeron el 7 de agosto de 2010 cuando entró en operación comercial; 139 días después de la fecha programada por causas imputables al productor, razón por la cual la entidad fiscalizada aplicó penalizaciones por 8,800.0 miles de dólares (108,742.5 miles de pesos al tipo de cambio de $ por dólar indicado en la Cuenta Pública 2010). Con fundamento en el artículo 18, párrafo segundo, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, esta auditoría se refiere a años precedentes a 2010, en virtud de que la ejecución del proyecto abarcó diversos ejercicios fiscales, entre ellos de las cuentas públicas de 2007 a Resultados 1. Se determinó una diferencia total de 156,272.9 miles de pesos en el pago al productor independiente Fuerza y Energía de Norte Durango, S.A. de C.V., por la energía entregada a la CFE a partir de la operación comercial de la Central de Ciclo Combinado Norte en agosto de 2010 y hasta diciembre del mismo año, en razón de que al aplicar el precio unitario nivelado de generación (PNG) de Pesos/kWh propuesto por el productor independiente con el que el 5 de marzo de 2007 se le adjudicó el contrato PIF- 006/2007 de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada, a la energía entregada en ese periodo, resulta un importe por pagar de 1,125,655.6 miles de pesos en lugar de 1,281,928.5 miles de pesos, que indebidamente pagó la entidad fiscalizada. Mediante el oficio núm. XL000/0628/2011 del 18 de noviembre de 2011, la Gerente de Control y Evaluación Financiera de la Comisión Federal de Electricidad envió copia del oficio núm. SN/332/2011 del 16 de noviembre de 2011 con el que el Subgerente de Normatividad indicó que la determinación del Precio Unitario Nivelado de Generación (PNG) tuvo como fundamento lo establecido en las bases de licitación, sección 5, 5.2., Etapa 2, Evaluación Económica, 5.2.5, Criterio para la selección del ganador, también anexó la fórmula para obtener el Precio Unitario Nivelado de Generación que se consignó en el acta de fallo, indicando los montos finales de cada una de las variables; sin embargo, no anexó el desagregado de cada uno de los valores que integran la fórmula. En relación con los pagos efectuados, la Gerencia de la División para la Administración de Contratos con Productores Externos de Energía, con el oficio núm. DACPEE-469/2011 del 18 de noviembre de 2011, remitió a la Auditoría Superior de la Federación una nota en la que aclaró que los pagos a los productores externos se dividen en pagos por capacidad y pagos por energía y se efectúan de conformidad con las metodologías establecidas en los contratos y en apego al Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica; asimismo, indicó que la metodología para el cálculo de los pagos mensuales de la Central de 3

4 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Ciclo Combinado Norte, tanto de capacidad como de energía, se encuentra prevista en el anexo 2 del contrato PIF-006/2007, el cual es la fuente de los derechos y obligaciones de las partes. Asimismo, definió cada una de las variables que intervienen en esa metodología y proporcionó los soportes de los pagos efectuados mediante las facturas de agosto a diciembre de 2010 para la determinación de algunas variables. La Auditoría Superior de la Federación, como resultado de aplicar los datos, procedimientos y fórmulas proporcionadas por la Gerencia de la División para la Administración de Contratos con Productores Externos de Energía, obtuvo un pago en exceso al productor independiente Fuerza y Energía de Norte Durango, S.A. de C.V., por 18,549.5 miles de pesos en la facturación de agosto a diciembre de 2010, en el rubro de Cargos Fijos de Operación y Mantenimiento, debido a que de los anexos PFED-002-F001, Datos Básicos Mensuales que validan las facturas núms. 0109, 0123, 0134, 0146 y F , se obtiene un importe pagado diferente. Por otra parte, del análisis a la documentación proporcionada como respuesta al resultado, se observó que a la fecha están pendientes de recuperar los gastos fnancieros desde las fechas de sobrepagos correspondientes a los ajustes que esa entidad efectuó en el Factor de Ajuste por Disponibilidad Demostrada en el rubro de Cargo Fijo de Capacidad en agosto de 2010 y recuperó hasta noviembre de 2011, y el Tipo de cambio en agosto, septiembre, octubre, noviembre y diciembre de 2010 relacionados con el rubro de Cargos Fijos de Operación y Mantenimiento, de conformidad con el anexo 2, Pagos mensuales, punto 2.0, Pagos Mensuales, último párrafo. Asimismo, se comprobó que los pagos mensuales efectuados corresponden con los procedimientos y fórmulas establecidas en el anexo 2 del contrato de conformidad con la cláusula 10.2 del mismo. Sin embargo, la observación por la diferencia de 156,272.9 miles de pesos entre los pagos al productor independiente Fuerza y Energía de Norte Durango, S.A. de C.V., por la energía entregada a la Comisión Federal de Electricidad, a partir de la operación comercial de la Central de Ciclo Combinado Norte en agosto de 2010, hasta diciembre del mismo año, persiste, ya que no se ha proporcionado el desagregado de cada uno de los valores que integran la fórmula mediante la cual se obtuvo el PNG con el que se adjudicó el contrato, ni se aclaró porqué no se utiliza dicho precio para efectos de pago durante la vigencia del contrato, toda vez que en el punto 1.6, Glosario, de la Sección 1 de las bases de licitación, se estableció que el PNG significa el precio de generación nivelado para el periodo de vigencia del contrato, que incluye los cargos fijos de capacidad, los cargos fijos de operación y mantenimiento, cargos fijos por reserva de capacidad por suministro de combustible, cargos de energía por arranques, cargos de energía por combustible y cargos variables de operación y mantenimiento, mismo que se calculará conforme a la Sección Asimismo, la Sección 5.2, Etapa 2, Evaluación Económica, Procedimiento General, inciso 2, Económicos, indica que Todos los cargos a los que se hace referencia en esta sección y que representan los pagos que realizará la Comisión por mes, se calcularán según lo establecido en la sección dicho punto, establece la fórmula para calcular el PNG con el que en el acta de fallo se adjudicó el contrato núm. PIF-006/2007 al productor 4

5 independiente Fuerza y Energía de Norte Durango, S.A. de C.V., y utiliza la metodología indicada en el anexo 2. Asimismo, es necesario que la entidad fiscalizada aclare la diferencia determinada en el rubro de Cargos Fijos de Operación y Mantenimiento por 18,549.5 miles de pesos en los pagos efectuados en el periodo de agosto a diciembre de 2010, y aclare la falta de aplicación de los gastos financieros por los ajustes realizados en los rubros de Cargo Fijo de Capacidad y Cargo Fijo de Operación y Mantenimiento. Posteriormente, mediante el oficio núm. XL000/0656/2011 del 2 de diciembre de 2011, la Gerente de Control y Evaluación Financiera de la Comisión Federal de Electricidad, envió copia del oficio núm. SN/352/2011 del 1 de diciembre de 2011 con el que el Subgerente de Normatividad proporcionó los cálculos correspondientes al desagregado de cada uno de los valores que integran la fórmula mediante la cual, la entidad fiscalizada obtuvo el PNG. Por último, mediante el oficio núm. XL000/0673/2011 del 8 de diciembre de 2011, la Gerente de Control y Evaluación Financiera de la Comisión Federal de Electricidad, envió una nota de la Subdirección de Contratación de Proyectos de Inversión Financiada, en la que se detalló que en el apéndice 3 de las bases de licitación se establece la estructura y componentes de los pagos que realizará la Comisión al Productor, y que los pagos se determinarán exclusivamente bajo el anexo 2 del contrato; por lo que el pago al Productor, se efectúa considerando los cargos que ofertó en su propuesta, pero con los factores, valores y datos reales bajo los cuales opera la central, de acuerdo a la capacidad demostrada, la disponibilidad, el despacho efectuado y la energía entregada. Del análisis a la información presentada, la Auditoría Superior de la Federación considera que la observación se atiende en lo referente a que se verificó que el PNG resulta de un escenario proyectado a futuro con el que se adjudicó el contrato y una vez que la central entra en operación, los pagos se realizan tomando en cuenta valores y datos reales, los cuales son actualizados mes con mes y considerando los cargos ofertados por el Productor en su propuesta. Con relación a la observación por 18,549.5 miles de pesos, mediante el oficio núm. DACPEE- SE-484/2011 del 2 de diciembre de 2011, el Gerente de la División para la Administración de Contratos con Productores Externos de Energía manifestó que se trató de un error en la consignación de datos de las facturas, que no tenía repercusión en los montos de las mismas, dado que estaba calculado dicho monto en forma correcta y que el contrato en el anexo 2 define el factor USPPIm/o como el Cociente del Producer Price Index de los Estados Unidos de América, correspondiente al rubro Commodities del mes que se factura y el mismo índice correspondiente al mes de la presentación de la propuesta, dicho cociente sirve como factor de actualización a través del tiempo atendiendo lo dispuesto en el artículo 138, fracción III, inciso d, del Reglamento de Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. También, manifestó que es claro como se debe calcular el factor USPPIm/o, sin embargo la Auditoría Superior de la Federación aplicó un factor diferente y catalogó indebidamente las diferencias detectadas como pagos en exceso. 5

6 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Al respecto, la Auditoría Superior de la Federación considera que el pago en exceso por los 18,549.5 miles de pesos persiste, debido a que esta entidad de fiscalización sólo aplicó los valores del USPPIm/o que indican los anexos PFED-002-F001, Datos Básicos Mensuales de cada una de las facturas, por lo que la entidad fiscalizada, deberá proporcionar los anexos que consignen el valor USPPIm/o, correcto. Con Relación a los intereses pendientes de recuperar, el Gerente de la División para la Administración de Contratos con Productores Externos de Energía, mediante su oficio DACPEE-SE-484/2011 del 2 de diciembre de 2011, indicó que efectivamente en octubre se pudo llegar a un acuerdo con respecto al factor de ajuste por disponibilidad demostrada en el rubro de cargo fijo de capacidad para agosto de 2010 (facturado en septiembre), generando una devolución de los importes facturados en exceso en dicho concepto. No obstante, como lo indica el contrato en su cláusula 10.5, Disputa de las Facturas, por la devolución efectuada en noviembre de 2011, actualmente se encuentra en proceso de conciliación con el productor la suma que tendrá que pagar a la Comisión por dicho concepto, tomando en consideración que los saldos pendientes de pago continuarán generando gastos financieros hasta que el estado de cuenta sea saldado en su totalidad. Al respecto, la Auditoría Superior de la Federación solicitará copia del estado de cuenta una vez saldado. Respecto de la aplicación de gastos financieros por ajustes causados por el diferencial entre el tipo de cambio facturado (último día hábil del mes anterior al mes que se factura) y a la fecha de pago de las facturas de cargo fijo de operación y mantenimiento (día 20 del mes) señaló que no le es aplicable el último párrafo del punto 2.0 Pagos mensuales, del Anexo 2 del contrato, ya que dicha disposición sólo es aplicable a ajustes por USPPI, no así por los ajustes por el tipo de cambio. Al respecto, la Auditoría Superior de la Federación considera que la observación se justifica en lo referente a gastos financieros por el tipo de cambio, y persiste en lo relativo al factor de ajuste por disponibilidad, hasta que la entidad proporcione la documentación comprobatoria de los gastos financieros por la devolución de los importes facturados en exceso en agosto de 2010 y recuperados en noviembre de Véase acción(es): TOQ TOQ Se constató que la CFE omitió solicitar el pago de 12.8 miles de dólares equivalentes a miles de pesos con una paridad de pesos por dólar señalada en la Cuenta Pública 2010, por concepto de intereses de las penas convencionales por el atraso en la operación comercial, ya que fueron pagadas por el productor independiente entre 4 y 16 días, después de la aplicación de las mismas y no por adelantado, en contravención de lo que se establece en el contrato. Mediante el oficio núm. XL000/0649/2011 del 30 de noviembre de 2011, la Gerente de Control y Evaluación Financiera de la Comisión Federal de Electricidad envió copia del comprobante de operación del pago de 12.8 miles de dólares que realizó el productor 6

7 independiente a la Comisión Federal de Electricidad, por concepto de intereses debido al retraso en el pago de las penas convencionales. Posteriormente, mediante el oficio núm. XL000/0656/2011 del 2 de diciembre de 2011, la Gerente de Control y Evaluación Financiera de la Comisión Federal de Electricidad envió copia del oficio núm. XC000/0098/2011 del 2 de diciembre de 2011, con el que el Tesorero General de la Dirección de Finanzas, confirma que ese importe ingresó a la cuenta a nombre de la Comisión Federal de Electricidad y anexó la transferencia electrónica. Por último, con el oficio núm. XL000/0685/2011 del 20 de diciembre de 2011, la Gerente de Control y Evaluación Financiera de la Comisión Federal de Electricidad envió copia de la factura núm de la Comisión Federal de Electricidad para el productor independiente por el monto y concepto observado. Al respecto, la Auditoría Superior de la Federación, considera que la observación se atiende, debido a que se comprobó la recuperación de 12.8 miles de dólares equivalentes a miles de pesos, con una paridad de pesos por dólar señalada en la Cuenta Pública 2010, mediante copia del comprobante de operación correspondiente al pago del productor y factura expedida por la Comisión Federal de Electricidad al productor por el monto y concepto observado. 3. Se comprobó que la obra amparada por el contrato de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada núm. PIF- 006/2007 contó con el dictamen favorable de un experto sobre el análisis de su factibilidad técnica, económica y ambiental; con los permisos necesarios y con la autorización de la inversión correspondiente; que se licitaron, adjudicaron, contrataron y ejecutaron de conformidad con la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, el Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, y que se aplicaron las penalizaciones correspondientes por el atraso en la entrada en operación comercial. Acciones Recomendaciones TOQ Para que la Comisión Federal de Electricidad implemente acciones o mecanismos de operación y control a fin de que en los contratos de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compra-venta de energía eléctrica asociada, se verifique que los soportes que integran el importe facturado sean consistentes con el mismo, a fin de evitar pagos en exceso. [Resultado 1] Solicitudes de Aclaración TOQ Para que la Comisión Federal de Electricidad aclare y proporcione la documentación justificativa y comprobatoria del pago por 18,549.5 miles de pesos, por concepto de diferencia en el factor USPPIm/o "Cociente del Producer Price Index de los Estados Unidos de América" con el que se pagaron de agosto a diciembre de 2010, los Cargos Fijos de Operación y Mantenimiento en la Central de Ciclo Combinado Norte. En caso de no lograr su justificación o respaldo documental, la entidad fiscalizada o instancia 7

8 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 competente procederá, en el plazo establecido, a la recuperación del monto observado. [Resultado 1] Recuperaciones Operadas y Probables Se determinaron recuperaciones por 18,707.7 miles de pesos, de los cuales miles de pesos fueron operadas y 18,549.5 miles de pesos corresponden a recuperaciones probables. Resumen de Observaciones y Acciones Se determinó(aron) 2 observación(es), de la(s) cual(es) 1 fue(ron) solventada(s) por la entidad fiscalizada antes de la integración de este informe. La(s) 1 restante(s) generó(aron): 1 Recomendación(es) y 1 Solicitud(es) de Aclaración. Dictamen: con salvedad La auditoría se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuya veracidad es responsable; fue planeada y desarrollada de acuerdo con el objetivo y alcance establecidos, y se aplicaron los procedimientos de auditoría que se estimaron necesarios. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar el presente dictamen, que se refiere sólo a las operaciones revisadas. La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestra auditada, la Comisión Federal de Electricidad cumplió con las disposiciones normativas, excepto por los resultados que se precisan en el apartado correspondiente de este informe y que se refieren principalmente al pago indebido de 18,549.5 miles de pesos por diferencia en el pago de los Cargos Fijos de Operación y Mantenimiento de agosto a diciembre de 2010 y miles de pesos por la falta de aplicación de intereses a las penalizaciones pagadas extemporáneamente por el productor independiente. Apéndices Procedimientos de Auditoría Aplicados 1. Revisar que se cuenta con los estudios previos del proyecto, con el dictamen de un experto sobre la factibilidad técnica, económica, social y ambiental, así como con los permisos necesarios. 2. Verificar que los trabajos cuentan con la autorización de la inversión correspondiente. 3. Revisar que el procedimiento de licitación y adjudicación del contrato cumplió con la normativa vigente. 4. Verificar que el permisionario contó con los permisos necesarios para constituirse como productor independiente. 8

9 5. Comprobar que las modificaciones que se realizaron al contrato están debidamente justificadas y formalizadas conforme a las disposiciones legales y reglamentarias. 6. Verificar que los pagos efectuados corresponden a la capacidad puesta a disposición de la Comisión conforme a las disposiciones legales y reglamentarias. 7. Verificar que en la fecha establecida en el contrato se inició la generación objeto del mismo y en caso contrario, se aplicaron las penalizaciones pactadas. Áreas Revisadas La Dirección de Proyectos de Inversión Financiada; la Subdirección de Proyectos y Construcción; la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos y la Gerencia de la División para la Administración de Contratos con Productores Externos de Energía de la Comisión Federal de Electricidad. Disposiciones Jurídicas y Normativas Incumplidas Durante el desarrollo de la auditoría practicada se determinaron incumplimientos en las leyes, reglamentos y disposiciones normativas que a continuación se mencionan: 1. Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria: Artículo 66, fracción III. Fundamento Jurídico de la ASF para Promover Acciones Las facultades de la Auditoría Superior de la Federación para promover las acciones que derivaron de la auditoría practicada, encuentran su sustento jurídico en las disposiciones siguientes: Artículo 79, fracción II, párrafos tercero y quinto; fracción IV, párrafo primero; y párrafo penúltimo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Artículos 6, 12, fracción IV; 13, fracciones I y II; 15, fracciones XIV, XV y XVI; 32, 39, 49, fracciones I, II, III y IV; 55, 56 y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación. Comentarios de la Entidad Fiscalizada Es importante señalar que la documentación proporcionada por la entidad fiscalizada para aclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada con el fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observaciones preliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer esta entidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado. 9