Pemex Exploración y Producción Proyectos de Exploración y Explotación de Petróleo en Chicontepec Auditoría de Desempeño: T4L DE 155

Transcripción

1 Pemex Exploración y Producción Proyectos de Exploración y Explotación de Petróleo en Chicontepec Auditoría de Desempeño: T4L DE 155 Criterios de Selección Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizada en la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010, considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización. Objetivo Evaluar el desempeño de PEMEX Exploración y Producción en términos del cumplimiento de los objetivos de producción establecidos en la Prospectiva del Paleocanal Aceite Terciario del Golfo para el periodo de 2010 a 2021, así como la eficacia, eficiencia y economía de los proyectos de exploración y explotación de petróleo, y el beneficio productivo que representa para el Estado la realización de los proyectos de inversión. Alcance Comprendió principalmente la evaluación de la eficiencia en el cumplimiento de los objetivos y metas del proyecto Chicontepec, en términos de su contribución a la producción nacional de petróleo y gas, ya que en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG) se localiza el 40.0% de la reserva total de hidrocarburos en el país, de 17,211,000.0 miles de barriles de petróleo (mbp); la eficiencia en la perforación, terminación y reparación de pozos para lograr un incremento de la producción de petróleo, así como la economía en las inversiones realizadas en cuanto al beneficio productivo obtenido. Antecedentes El Paleocanal Chicontepec fue descubierto en 1926, se encuentra ubicado al norte del Estado de Veracruz y oriente del estado de Puebla y comprende doce municipios: nueve en el estado de Veracruz (Álamo, Temapache, Castillo de Teayo, Coatzintla, Chicontepec, Ixhuatlán de Madero, Papantla, Tepetzintla y Tihuatlán) y tres en Puebla (Francisco Z. Mena, Pantepec y Venustiano Carranza). Geológicamente pertenece a la cuenca Tampico Misantla, y tiene una extensión de 3,785 km 2. A partir de la expropiación petrolera en 1938, y durante las siguientes tres décadas, México tuvo una producción de hidrocarburos relativamente modesta, encaminada a cubrir el consumo interno del país. 1

2 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Debido al acelerado proceso de urbanización del país, la demanda de petróleo creció más rápido que la oferta, lo que provocó que el país se convirtiera en un importador neto de petróleo a inicios de los años setenta. En 1972 se descubrió en el Golfo de México un yacimiento petrolero, el cual tenía una extensión aproximada de 15,500 km 2, y que en honor a su descubridor casual (un pescador) se nombró Cantarell. Desde ese momento, México nació como productor y exportador de petróleo, ubicándose en el panorama mundial como uno de los países con mayor producción de petróleo. Los primeros barriles producidos de Cantarell fueron en 1979, con un promedio al inicio del año de 4.3 miles de barriles de petróleo diario (mbpd) y al final del año alcanzaba los mbpd. La producción promedio diaria del país creció hasta alcanzar 2,500.0 mbpd en la década de los ochenta; 2,800.0 mbpd en los noventa; y 3,200.0 mbpd en el año de En 2004, el Proyecto Cantarell inició su proceso de declinación natural, por lo que la producción global de petróleo del país disminuyó desde su pico máximo en 2003, de 3,200.0 mbpd a 2,576.0 mbpd en 2010, situación que ha forzado a PEMEX a explotar con mayor intensidad otras opciones de campos petroleros para incrementar la producción de hidrocarburos. Desde el año 2002, PEMEX decidió invertir en el yacimiento denominado Paleocanal Chicontepec, técnicamente conocido como PATG, como búsqueda de una alternativa de producción de petróleo por la evidente declinación del Proyecto Cantarell. El petróleo que se encuentra en Chicontepec representa el 40.0% de la reserva total de hidrocarburos del país, ya que en 2010 sus reservas de petróleo se calcularon en 17,211,000.0 mbp, de los 43,074,700.0 mbp estimados en el país para ese mismo año. La estrategia de PEMEX consiste en perforar 16,000 pozos de desarrollo en el periodo , ya que de acuerdo con el tipo de yacimiento se requiere de una perforación masiva de pozos. Según PEMEX Exploración y Producción, debido a la escasa permeabilidad de la roca en la zona, la productividad de los pozos del PATG es baja; por ello, se deben perforar más pozos que en cualquier otro proyecto petrolero; en comparación con Cantarell en donde se han perforado, en 32 años, poco más de 250 pozos, la producción promedio alcanzada es de 5.0 y 15.0 mbpd (miles de barriles de petróleo diario) por pozo, mientras que en el PATG la producción promedio es de 0.1 y 0.3 mbpd por pozo. En la revisión de la Cuenta Pública 2008, la ASF fiscalizó el desempeño de PEMEX Exploración y Producción en cuanto a los proyectos de exploración y explotación de petróleo en Chicontepec, cuya revisión se enfocó a tres vertientes: la eficacia mediante la cual PEMEX Exploración y Producción cumplió con los objetivos y metas establecidas en sus documentos normativos; la eficiencia de los procesos mediante los cuales se cumplieron 2

3 dichos objetivos, y el beneficio productivo que representó para el Estado el monto de las inversiones realizadas en este proyecto. La auditoría reveló incumplimientos en las metas de producción de petróleo y gas, y en la terminación de pozos establecidas para el 2008; y se concluyó que el beneficio productivo que tuvieron las inversiones de recursos públicos en el PATG, con la producción alcanzada de 2002 a 2008, fue de 2.5 centavos por cada peso invertido; y que, de haberse alcanzado la producción programada, el beneficio habría sido de 93.6 centavos por cada peso invertido. Como resultado de la revisión se emitieron 11 recomendaciones al desempeño orientadas principalmente a implementar acciones para cumplir con las metas establecidas en sus documentos normativos, a efecto de alcanzar la producción programada en el citado proyecto petrolero, las cuales fueron atendidas por la entidad fiscalizada. Los argumentos centrales de PEMEX Exploración y Producción respecto del cumplimiento de las metas del proyecto tiene relación directa con el riesgo de la exploración, debido a que los objetivos se plantean con un conocimiento inicial de las localizaciones seleccionadas para ser perforadas, y una vez que se cuenta con mayor conocimiento sobre la zona, se toman decisiones que repercuten en el programa de perforación, terminación y reparación de pozos de desarrollo, así como en la producción de petróleo y gas. Para cumplir con las recomendaciones de la ASF, PEMEX Exploración y Producción implementó mecanismos para fortalecer la planeación, supervisión y control de la perforación y terminación de pozos, que consistieron en la elaboración de modelos de programación de pozos, y de administración de riesgos; talleres de reducción de tiempos de perforación y terminación de pozos; talleres de sensibilización a presidentes municipales y campesinos dueños de los terrenos donde se perforan los pozos, y planes de acciones para evitar que las licitaciones para la perforación y terminación de pozos se declaren desiertas. En cuanto al beneficio productivo obtenido, PEMEX Exploración y Producción argumentó que los estudios de factibilidad y el Análisis Costo Beneficio del PATG, donde se establecieron los 93.6 centavos por cada peso invertido, se elaboraron cuando no se conocían con certeza las condiciones del yacimiento, por lo que al tener la experiencia en su exploración y explotación se modificó el beneficio productivo proyectado. Resultados 1. Establecimiento de metas de producción de petróleo y gas de PEMEX Exploración y Producción en PEMEX Exploración y Producción estableció en la Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2010 cinco metas, y en su matriz de indicadores de resultados de desempeño (MIR), la cual forma parte del Sistema de Evaluación de Desempeño (SED), incluyó cinco indicadores con sus respectivas metas para el programa presupuestario Producción de petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos. Se concluyó que al haber establecido indicadores con sus metas respectivas en la Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2010, y en 3

4 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 la MIR, se contó con elementos para evaluar el cumplimiento de las actividades que tiene encomendadas PEMEX Exploración y Producción, como la producción de petróleo y gas. 2. Cumplimiento de metas de producción de petróleo y gas de PEMEX Exploración y Producción en Para verificar que PEMEX Exploración y Producción cumplió con las metas de producción de petróleo y gas programadas para el ejercicio fiscal de 2010, se analizó la información reportada en la Cuenta Pública 2010 sobre los resultados obtenidos de cinco metas establecidas en la Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal Con el análisis de la información, se constató que en las metas de producción de condensados se alcanzó el 96.3%, ya que se produjeron 52.7 mbpd de los 54.7 mbpd programados; en las metas de perforación de pozos exploratorios se alcanzó el 52.0%, ya que se perforaron 39 pozos de los 75 programados, y en las metas de perforación de pozos de desarrollo se alcanzó el 77.2%, ya que se perforaron 1,265 pozos de los 1,639 programados para el ejercicio fiscal Para conocer el cumplimiento de cinco indicadores establecidos en la Matriz de Indicadores de Resultados (MIR), se analizó el Informe Anual 2010 de PEMEX, y se constató que la meta del indicador de pozos de desarrollo terminados alcanzó el mismo 77.2% que se reportó en la Cuenta Pública Se determinó que PEMEX Exploración y Producción no alcanzó tres metas establecidas en la Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2010 y una meta incluida en la MIR (la cual se corresponde con una de las tres metas de la Estrategia Programática). Se concluye que la metodología utilizada por PEMEX Exploración y Producción para cumplir con las metas programadas no establece límites inferiores ni superiores, a fin de conocer si las metas que no se alcanzaron se encuentran dentro de la tolerancia permitida. Véase acción(es): T4L Establecimiento de metas de producción de petróleo y gas del PATG en Para verificar que al establecer las metas de producción de petróleo y gas para el PATG en el ejercicio fiscal de 2010, PEMEX Exploración y Producción se ajustó a criterios de utilidad, confiabilidad y oportunidad de la información y comunicación, se analizó la información contenida en el POA 2010, en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009 y en el Informe Anual Con el análisis de la información citada, se constató que las metas programadas de producción de petróleo y gas establecidas en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, difieren de las incluidas en el Programa Operativo Anual (POA 2010) y en el Informe Anual 2010, ya que en el análisis costo beneficio se estableció la meta de producción de petróleo de 74.0 mbpd y de gas de 89.0 mmpcd, mientras que en el POA 2010 y en el 4

5 informe Anual 2010 se estableció la meta de producción de petróleo de 62.5 mbpd y de gas de 77.6 mmpcd. Se determinó que las metas de producción de petróleo y gas establecidas en los documentos citados son inconsistentes entre sí, por lo que no se cuenta con elementos que den certidumbre sobre la meta que se debe alcanzar en un mismo ejercicio fiscal. Véase acción(es): T4L Cumplimiento de metas de producción de petróleo y gas del PATG en Con el propósito de verificar el cumplimiento de las metas de producción de petróleo y gas para el PATG en el ejercicio fiscal de 2010, se analizaron los reportes de producción de los 2,271 pozos de petróleo y gas en 2010, y se constató que produjeron 41.0 mbpd y 85.3 mmpcd, por lo que dicha producción se comparó con las metas de producción de petróleo y gas programadas en el POA 2010, en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009 y en el Informe Anual de Con el análisis de la información citada, se constató que con la producción de 41.0 mbpd obtenida en los reportes de producción, PEMEX Exploración y Producción alcanzó el 65.6% de la meta programada en el POA 2010 y en el Informe Anual de 2010, ya que se programaron 62.5 mbpd; y el 55.4% de la programada en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, ya que se programaron 74.0 mbpd; en cuanto a la producción de gas, se constató que con la producción de 85.3 mmpcd obtenida en los reportes de producción, se alcanzó el 109.0% respecto de la meta establecida en el POA 2010 y en el Informe Anual de 2010, ya que se programaron 77.6 mmpcd, y el 95.8% de la meta incluida en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, ya que se programaron 89.0 mmpcd. Se concluye que la metodología utilizada por PEMEX Exploración y Producción para cumplir con las metas programadas no establece límites inferiores y superiores, que permitan conocer si las metas que no se alcanzaron se encuentran dentro de la tolerancia permitida. Véase acción(es): T4L Representatividad de la participación del PATG en la producción nacional de hidrocarburos. Con el propósito de verificar si la producción de petróleo del PATG para el ejercicio fiscal de 2010, alcanzó el volumen de producción esperado en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, y con ello su participación en la producción nacional de petróleo fue la esperada para ese mismo año, se analizó el citado documento, y se constató que para el 2010 el PATG debía producir 74.0 mbpd. Para conocer la producción real obtenida en el PATG en ese mismo año se analizaron el Informe de Autoevaluación Anual (IAA 2010), el Anexo Estadístico de PEMEX, los reportes de producción del PATG y la Cuenta Pública, correspondientes al Con el análisis de la información, se comprobó que PEMEX Exploración y Producción reportó una producción nacional promedio de petróleo de 2,575.9 mbpd, de los cuales la Región 5

6 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Norte (en la que se encuentra el PATG), produjo mbpd lo que representó el 4.0% de la producción nacional. De acuerdo con los reportes de producción del PATG de los 2,271 pozos de petróleo en 2010, ese proyecto petrolero alcanzó una producción de 41.0 mbpd, con lo que contribuyó con el 1.6% de la producción nacional de petróleo. Al comparar la producción obtenida en los reportes de producción del PATG de 2010 por 41.0 mbpd, con la producción programada de 74.0 mbpd en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, se determinó que la participación en la producción nacional de petróleo no fue la esperada, ya que de haber alcanzado la producción estimada, se habría obtenido una participación del 2.9% de la producción nacional, por lo que se determinó que el PATG alcanzó el 55.4% de la producción estimada en el análisis costo beneficio del PATG, emitido en Véase acción(es): T4L Certificación de las reservas totales de petróleo localizadas en el país y del PATG. Las reservas de hidrocarburos localizadas en el país por PEMEX Exploración y Producción en el ejercicio fiscal de 2010 fueron certificadas por la Securities and Exchange Commission (SEC); la Society of Petroleum Engineers (SPE); los comités del World Petroleum Council (WPC), y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG). Con base en lo anterior, se constató que, en el ejercicio fiscal de 2010, las reservas totales de petróleo en el país ascendieron a 43,074,700.0 miles de barriles de petróleo (mbp), las cuales, se califican según su tipo en probadas 1, probables 2 y posibles 3. A efecto de comprobar que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó las certificaciones de las reservas de hidrocarburos localizadas en el país, se analizaron sus resoluciones emitidas en el ejercicio fiscal de 2010, y se constató que la aprobación se emitió mediante la resolución núm. CNH /10 del 30 de junio de De acuerdo con lo anterior, el PATG se encuentra geográficamente ubicado en la Región Norte, la cual contiene una reserva total de hidrocarburos de 19,142,300.0 mbp, de los cuales dicho proyecto petrolero presenta una reserva total de 17,211,000.0 mbp, que representa el 40.0% de los 43,074,700.0 mbp totales certificados en el ejercicio fiscal de De los 17,211,000.0 mbp de reservas totales con las que cuenta el PATG, 1,273,614.0 mbp corresponden a reservas probadas; 8,089,170.0 mbp, a reservas probables, y 7,848,216.0 mbp, a reservas posibles. 1 Reservas probadas: son las cantidades estimadas de petróleo, gas y líquidos del gas, que representan una certidumbre razonable de que serán recuperadas bajo condiciones económicas de operación y a una fecha específica. 2 Reservas probables: son las reservas en las cuales los análisis de información geológica y de ingeniería determinan una probabilidad de al menos el 50.0% de ser recuperadas. 3 Reservas posibles: son aquellas en las cuales los análisis de información geológica y de ingeniería determinan que es menos factible su recuperación que las reservas probables. 6

7 7. Registro del PATG en la Cartera de Programas y Proyectos de Inversión de la SHCP. Se constató que en agosto de 2009, a efecto de actualizar y registrar el PATG en la Cartera de Programas y Proyectos de Inversión de la SHCP, motivado por el cambio de alcance por terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS, PEMEX Exploración y Producción elaboró y presentó el análisis costo beneficio del PATG, en el cual se consideró una inversión y gastos de operación de 736,905,000.0 miles de pesos, y una producción acumulada de petróleo de 2,804,000.0 mbp y de 3,365,000.0 mmpc para el periodo 2010 a Una vez realizado lo anterior, la SHCP actualizó y registró el PATG en su Cartera de Programas y Proyectos de Inversión con el núm , por lo que se concluye que PEMEX Exploración y Producción cumplió con el citado proceso. 8. Establecimiento de metas de perforación de pozos de desarrollo en el PATG. Para verificar que al establecer las metas de perforación de pozos del PATG para cumplirse en el ejercicio fiscal de 2010, PEMEX Exploración y Producción se ajustó a criterios de utilidad, confiabilidad y oportunidad de la información y comunicación, se analizaron las metas incluidas en el POA 2010 y el análisis costo beneficio del PATG emitido en Con la información citada, se constató que la meta de perforación de pozos del PATG programada para el ejercicio fiscal de 2010 presenta diferencias en los documentos, ya que en el POA 2010 se programaron 1,208 pozos por perforar y en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009 se programaron 987 pozos por perforar. Se determinó que las metas de perforación de pozos de desarrollo establecidas en los documentos citados continúan siendo inconsistentes entre sí, por lo que no se cuenta con elementos que den certidumbre sobre la meta que se debe alcanzar en un mismo ejercicio fiscal. Véase acción(es): T4L Cumplimiento de metas de perforación de pozos de desarrollo en el PATG. Con el propósito de verificar el cumplimiento de las metas de perforación de pozos de desarrollo programadas para el ejercicio fiscal de 2010, se analizaron los detalles de eventos mensuales de los pozos de desarrollo programados a perforar y perforados del PATG, y se constató que PEMEX Exploración y Producción perforó 438 pozos de desarrollo, por lo que se comparó dicho resultado con las metas establecidas en el POA 2010 y en el análisis costo beneficio del PATG emitido en Con el análisis de la información, se constató que, con las 438 perforaciones de pozos de desarrollo realizadas, PEMEX Exploración y Producción alcanzó el 36.3% de las 1,208 programadas en el POA 2010, y el 44.4% de las 987 incluidas en el análisis costo beneficio del PATG. 7

8 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Se concluye que la metodología utilizada por PEMEX Exploración y Producción para cumplir con las metas programadas no establece límites inferiores y superiores, los cuales permitan conocer si las metas que no se alcanzaron se encuentran dentro de la tolerancia permitida. Véase acción(es): T4L Establecimiento de metas de terminación de pozos de desarrollo en el PATG. Para verificar que al establecer las metas de terminación de pozos del PATG para alcanzarse en el ejercicio fiscal de 2010, PEMEX Exploración y Producción se ajustó a los criterios de utilidad, confiabilidad y oportunidad de la información y comunicación, se analizaron las metas incluidas en el POA 2010 y en el Informe Anual 2010 (en el análisis costo beneficio del PATG no se incluyó la meta citada). Con la información, se constató que las metas programadas difieren en ambos documentos, ya que en el POA 2010 se estableció la terminación de 975 pozos, y en el Informe Anual 2010 se programaron 688 pozos por terminar en ese año. Se determinó que las metas de terminación de pozos de desarrollo establecidas en los documentos citados continúan siendo inconsistentes entre sí, por lo que no se cuenta con elementos que den certidumbre sobre la meta que se debe alcanzar en un mismo ejercicio fiscal. Véase acción(es): T4L Cumplimiento de metas de terminación de pozos de desarrollo en el PATG. Con el propósito de verificar el cumplimiento de las metas de terminación de pozos de desarrollo programados en el PATG para el ejercicio fiscal de 2010, se analizaron los detalles de eventos mensuales de los pozos de desarrollo programados por terminar y terminados del PATG, y se observó que PEMEX Exploración y Producción terminó 744 pozos de desarrollo, por lo que dicho resultado se comparó con las metas establecidas en el POA 2010 y en el Informe Anual Con la información citada, se constató que con la terminación de 744 pozos de desarrollo en el 2010, PEMEX Exploración y Producción alcanzó el 76.3% de las 975 terminaciones programadas en el POA 2010, y el 108.1% de las 688 terminaciones programadas en el Informe Anual Se concluye que la metodología utilizada por PEMEX Exploración y Producción para cumplir con las metas programadas no establece límites inferiores y superiores, a fin de conocer si las metas que no se alcanzaron se encuentran dentro de la tolerancia permitida. Véase acción(es): T4L

9 12. Establecimiento de metas de reparaciones mayores de los pozos de desarrollo en el PATG. Para verificar que al establecer las metas de reparaciones mayores de pozos del PATG para cumplirse en el ejercicio fiscal de 2010, PEMEX Exploración y Producción cumplió con los criterios de utilidad, confiabilidad y oportunidad de la información y comunicación, se analizaron las metas incluidas en el POA 2010, en el Informe Anual 2010 y en el análisis costo beneficio del PATG emitido en Con el análisis de la información, se constató que las metas de reparaciones mayores de pozos de desarrollo presentan diferencias en los tres documentos, ya que en el POA 2010 se programaron 371 reparaciones mayores, en el Informe Anual 2010 se incluyeron 364 reparaciones mayores para ese año, y en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009 se programaron 238. Se determinó que las metas de reparaciones mayores de pozos de desarrollo establecidas en los documentos citados continúan siendo inconsistentes entre sí, por lo que no se cuenta con elementos que den certidumbre sobre la meta que se debe alcanzar en un mismo ejercicio fiscal. Véase acción(es): T4L Cumplimiento de metas de reparaciones mayores de los pozos de desarrollo en el PATG. Con el propósito de verificar el cumplimiento de las metas de reparaciones mayores de pozos de desarrollo programadas en el PATG para el ejercicio fiscal de 2010, se analizaron los reportes de las reparaciones mayores de los pozos de desarrollo del PATG, y se constató que PEMEX Exploración y Producción realizó 227 reparaciones mayores, por lo que se comparó dicho resultado con las metas establecidas en el POA 2010, en el Informe Anual 2010, y en el análisis costo beneficio del PATG emitido en Con la información se constató que con las 227 reparaciones mayores realizadas por PEMEX Exploración y Producción en el ejercicio fiscal de 2010, alcanzó el 61.2% de la meta programada en el POA 2010, 62.4% de la meta incluida en el Informe Anual 2010, y el 95.4% de la meta programada en el análisis costo beneficio del PATG emitido en Se concluye que la metodología utilizada por PEMEX Exploración y Producción para cumplir con las metas programadas no establece límites inferiores y superiores, con objeto de conocer si las metas que no se alcanzaron se encuentran dentro de la tolerancia permitida. Véase acción(es): T4L Establecimiento y cumplimiento de metas de reparaciones menores de los pozos de desarrollo en el PATG. Se constató que PEMEX Exploración y Producción programó en el POA 2010, la meta de 142 reparaciones menores de pozos de desarrollo en el PATG para el ejercicio fiscal de

10 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Con el propósito de verificar que dicho organismo cumplió con las metas de reparaciones menores de pozos programadas en el 2010, se analizaron los reportes de las reparaciones menores de los pozos de desarrollo del PATG, y se constató que realizó 406 reparaciones menores, y al compararlas con la meta programada de reparaciones menores de pozos de desarrollo, se determinó que alcanzó un 285.9% respecto de la meta programada en el POA Se concluyó que PEMEX Exploración y Producción alcanzó la meta establecida en el POA 2010; sin embargo, se observa que dicha meta no se estableció mediante una metodología confiable que permita asegurar que fue adecuada para el proceso de reparaciones menores de pozos de desarrollo, ya que el resultado fue muy superior a la meta programada, y no estableció límites inferiores ni superiores, para conocer si el número de reparaciones menores de pozos que excedieron la meta programada se encuentran dentro de la tolerancia permitida. Véase acción(es): T4L Mecanismos de evaluación y presentación de los resultados obtenidos del PATG en Para verificar que al reportar los resultados obtenidos del PATG en cuanto a la producción de petróleo y gas alcanzada en el ejercicio fiscal de 2010, PEMEX Exploración y Producción se ajustó a criterios de utilidad, confiabilidad y oportunidad de la información y comunicación, se analizaron el Informe de Autoevaluación Anual 2010, el Informe Anual 2010, el Anuario Estadístico 2010 de PEMEX y los reportes de producción de los 2,271 pozos de petróleo y gas del PATG en dicho año. Con su análisis se constató que las cifras contenidas en los cuatro documentos coinciden entre sí, ya que en los cuatro documentos se reportó una producción de petróleo de 41.0 mbpd y 85.3 mmpcd. 16. Beneficio productivo obtenido con las inversiones realizadas por PEMEX Exploración y Producción en el PATG. Con la finalidad de conocer el beneficio productivo para el Estado que han representado las inversiones de recursos públicos realizadas por PEMEX Exploración y Producción en los proyectos de exploración y explotación de petróleo en el PATG, el grupo auditor elaboró la Tabla de Rentabilidad del PATG por el periodo de , la cual se alimentó con los datos proporcionados por el organismo subsidiario como son: producción de petróleo y gas obtenida por año; inversión realizada por año; ingresos obtenidos por año por la comercialización del petróleo y gas producido, en el que intervienen el tipo de cambio promedio de venta por barril de petróleo, el precio del barril de petróleo, el precio de metro cúbico de gas, y el porcentaje de facturación de la venta del petróleo y gas; gastos de operación generados por año, e indicadores económicos utilizados para calcular los datos a valor presente, con un factor de inflación que va de 1.48 en 2002 a 1.04 en 2010, y una tasa de interés constante del 12.0 por ciento para el periodo de 2002 a Con la aplicación de la citada tabla, se constató que la inversión que se reportó en dicho periodo asciende a 93,810,344.9 miles de pesos; y que los ingresos obtenidos por la comercialización del petróleo y gas fueron de 63,483,709.9 miles de pesos, con una producción acumulada de petróleo crudo equivalente en dicho periodo de 104,620.8 mbp, 10

11 por lo que se tuvo una pérdida por cada peso invertido de 30.4 centavos, antes de impuestos. Se determinó que los resultados obtenidos no son congruentes con las metas establecidas en los Estudios de Factibilidad de los Proyectos de Agua Fría Coapechaca Tajín, y Amatitlán Profeta Tzapotempa Vinazco, respecto de 2002 a 2006; del Análisis Costo Beneficio del PATG emitido en 2006, respecto de 2007 a 2009; y del Análisis Costo Beneficio del PATG emitido en 2009, respecto de 2010, los cuales sirvieron como base para la autorización de las inversiones del proyecto petrolero, ya que en dichos estudios se programó una inversión de 109,270,336.0 miles de pesos y una producción de 281,594.0 mbp, con lo cual se habrían obtenido ingresos por 186,352,044.5 miles de pesos, con un beneficio al ejercicio fiscal de 2010, por cada peso invertido, de 85.5 centavos. Es importante señalar que PEMEX Exploración y Producción ha recibido el 85.8% de la inversión programada, por lo que se relaciona directamente con la producción de petróleo y gas obtenida; sin embargo, no es la única causa que influyó para no alcanzar las metas establecidas, ya que con esa misma inversión alcanzó el 37.2% de la producción acumulada de petróleo crudo equivalente programada. Se concluyó que PEMEX Exploración y Producción, al no cumplir las metas y objetivos programados, principalmente en cuanto a la producción de petróleo establecida en los Estudios de Factibilidad de los Proyectos de Agua Fría Coapechaca Tajín, Amatitlán Profeta Tzapotempa Vinazco, en el análisis costo beneficio del PATG del 2006 y en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, no está obteniendo el beneficio productivo esperado en dichos documentos. Véase acción(es): T4L Congruencia de la prospectiva del PATG con el análisis costo beneficio del PATG registrado en la SHCP. Para verificar que al elaborar sus proyecciones de producción de petróleo a largo plazo del PATG PEMEX Exploración y Producción se ajustó a criterios de utilidad, confiabilidad y oportunidad de la información y comunicación, se analizaron las metas incluidas en el POA 2010 y en el análisis costo beneficio del PATG emitido en Además, se analizó la Prospectiva del PATG que comprende el periodo de 2010 a 2024, la cual fue proporcionado por PEMEX Exploración y Producción como resultado de la revisión realizada en la Cuenta Pública En el escenario inferior de la citada prospectiva se estableció para el periodo de 2010 a 2024, una producción de 766,091.2 miles de barriles de petróleo crudo equivalente (mbpce), con una inversión de 382,388,000.0 miles de pesos y costos de operación de 50,768,000.0 miles de pesos; en cuanto al escenario superior se estableció una producción de 2,184,233.0 mbpce, considerando una inversión por el periodo de 656,718,000.2 miles de pesos y costos de operación por 79,587,000.9 miles de pesos. En el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, en el periodo de 2010 a 2027, PEMEX Exploración y Producción programó inversiones por 617,339,000.0 miles de pesos, y 11

12 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 gastos de operación por 119,566,000.0 miles de pesos, con lo que se alcanzaría una producción acumulada de petróleo de 3,477,000.0 mbpce. Se constató que en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, se tiene programada una producción en barriles de petróleo de 2010 al 2024 de 2,685,597.0 mbpce, lo que significa 1,919,505.8 mbpce mayor que el escenario inferior y 501,364.0 mbpce mayor que el escenario superior de la Prospectiva del PATG. Se concluye que la Prospectiva del PATG proporcionada por PEMEX Exploración y Producción no es congruente con el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, el cual servirá como base para las inversiones que se realizaran en el periodo citado, ya que en dicha prospectiva se estima una producción de petróleo menor en sus dos escenarios que la establecida en el análisis costo beneficio del PATG emitido en 2009, por lo que existe incertidumbre sobre la producción de petróleo que se desea y que se puede alcanzar en el PATG a largo plazo. Véase acción(es): T4L Acciones Recomendaciones al Desempeño T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos a fin de establecer límites de cumplimiento en la programación de las metas para el logro de sus objetivos, con objeto de conocer si los resultados alcanzados en un año en una actividad, se encuentran dentro de la tolerancia establecida [Resultado 2] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos que aseguren que, al establecer metas para el Proyecto Aceite Terciario del Golfo, coincidan cuando se trate del mismo año y actividad, con el fin de contar con elementos que den certidumbre sobre la meta que se debe alcanzar, y con ello se logren los objetivos establecidos en ese proyecto petrolero. [Resultado 3] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos con el fin de establecer límites de cumplimiento en la programación de las metas de producción de petróleo y gas para el logro de sus objetivos, tanto inferiores como superiores, a efecto de conocer si los resultados alcanzados en un año, se encuentran dentro de la tolerancia establecida. [Resultado 4] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos que aseguren que se cumplan las metas que se programan en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo, con la finalidad de que dicho proyecto petrolero contribuya de la manera esperada con la producción de petróleo a nivel nacional. [Resultado 5] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos que aseguren que al establecer metas para el Proyecto Aceite Terciario del Golfo, coincidan cuando se trate del mismo año y actividad, a fin de contar con elementos que den certidumbre sobre la meta que se debe alcanzar, y con ello se logren los objetivos establecidos en ese proyecto petrolero. [Resultado 8] 12

13 T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos que permitan establecer límites de cumplimiento en la programación de las metas para el logro de sus objetivos, tanto inferiores como superiores, a fin de conocer si los resultados alcanzados en un año y actividad se encuentran dentro de la tolerancia establecida. [Resultado 9] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos que aseguren que al establecer metas para el Proyecto Aceite Terciario del Golfo éstas coincidan cuando se trate del mismo año y actividad, con objeto de contar con elementos que den certidumbre sobre la meta que se debe alcanzar, y con ello se logren los objetivos establecidos en ese proyecto petrolero. [Resultado 10] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos a fin de establecer límites de cumplimiento en la programación de las metas para el logro de sus objetivos, tanto inferiores como superiores, con objeto de conocer si los resultados alcanzados en un año y actividad se encuentran dentro de la tolerancia establecida. [Resultado 11] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos que aseguren que al establecer metas para el Proyecto Aceite Terciario del Golfo, éstas coincidan cuando se trate del mismo año y actividad, a fin de contar con elementos que den certidumbre sobre la meta que se debe alcanzar, y con ello se logren los objetivos establecidos en ese proyecto petrolero. [Resultado 12] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos que permitan establecer límites de cumplimiento en la programación de las metas de reparaciones mayores de pozos, tanto inferiores como superiores, a fin de conocer si los resultados alcanzados en un año, se encuentran dentro de la tolerancia establecida. [Resultado 13] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos que permitan establecer límites de cumplimiento en la programación de las metas de reparaciones menores de pozos para el logro de sus objetivos, tanto inferiores como superiores, a fin de conocer si los resultados alcanzados en un año y actividad, se encuentran dentro de la tolerancia establecida. [Resultado 14] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción analice el Proyecto Aceite Terciario del Golfo y modifique su diseño, a efecto de que sea rentable con las condiciones económicas y técnicas con las que se cuenta en la actualidad, como la baja productividad de los pozos productores de petróleo y gas, y el precio de venta por barril de petróleo. [Resultado 16] T4L Para que PEMEX Exploración y Producción implemente mecanismos que aseguren que al elaborar proyecciones a largo plazo del Proyecto Aceite Terciario del Golfo, éstas coincidan en términos de la producción de petróleo y gas esperada, a fin de contar con elementos que den certidumbre sobre las metas de producción que se deben alcanzar, y con ello se logren los objetivos establecidos en ese proyecto petrolero. [Resultado 17] 13

14 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Resumen de Observaciones y Acciones Se determinó(aron) 13 observación(es) la(s) cual(es) generó(aron): 13 Recomendación(es) al Desempeño. Dictamen: negativo 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, PEMEX Exploración y Producción no cumplió con las metas establecidas en los estudios de factibilidad que sirvieron como base para autorizar el Proyecto Aceite Terciario del Golfo, ni con las establecidas en su Programa Operativo Anual 2010, como se precisa en los resultados con observación que se presentan en el apartado correspondiente de este informe, donde destaca que de haberse alcanzado la producción programada de 2002 a 2010, los ingresos de PEMEX Exploración y Producción por la comercialización del petróleo y gas producido en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo habrían generado un beneficio por cada peso invertido de 85.5 centavos; y no la pérdida obtenida de 30.4 centavos por cada peso invertido en dicho periodo, por lo que ese organismo debe reestructurar el proyecto petrolero a efecto de que sea rentable con las condiciones económicas y técnicas con las que se cuentan en la actualidad, como lo son la baja productividad de los pozos productores de petróleo y gas, y el precio de venta por barril de petróleo. Apéndices Procedimientos de Auditoría Aplicados 1. Comprobar que PEMEX Exploración y Producción estableció y cumplió las metas para el 2010, y que éstas permitieron contar con elementos para evaluar su desempeño en las actividades relacionadas con la producción de petróleo y gas. 2. Verificar que PEMEX Exploración y Producción estableció y cumplió las metas de producción de petróleo y gas del PATG. 3. Verificar la representatividad de la participación del PATG en cuanto a la producción nacional de hidrocarburos, para conocer la importancia de la realización de los proyectos de exploración y explotación de petróleo en la zona de Chicontepec. 4. Comprobar que PEMEX Exploración y Producción certificó las reservas de petróleo localizadas en el país, y que éstas fueron aprobadas. 5. Verificar que PEMEX Exploración y Producción registró en la Cartera de Programas y Proyectos de Inversión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) el PATG, con motivo del cambio de esquema de financiamiento de Proyectos de Inversión de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS). 14

15 6. Verificar que PEMEX Exploración y Producción estableció y cumplió las metas de perforación, terminación y reparaciones de pozos de desarrollo en el PATG. 7. Verificar que PEMEX Exploración y Producción reportó en sus mecanismos de evaluación y presentación los resultados obtenidos en el PATG en Comprobar que el beneficio productivo obtenido de 2002 a 2010 por las inversiones realizadas al PATG por PEMEX Exploración y Producción fue el programado en los proyectos de exploración y explotación de petróleo propuestos. 9. Comparar la producción de petróleo y gas establecida en la Prospectiva del PATG con la incluida en el análisis costo beneficio del PATG, emitido en 2009, para determinar la confiabilidad y congruencia de ambos documentos. Áreas Revisadas La Subdirección de Planeación y Evaluación, la Subdirección Región Norte, y la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos de PEMEX Exploración y Producción. Disposiciones Jurídicas y Normativas Incumplidas Durante el desarrollo de la auditoría practicada se determinaron incumplimientos en las leyes, reglamentos y disposiciones normativas que a continuación se mencionan: 1. Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria: Art Otras disposiciones de carácter general, específico, estatal o municipal: Acuerdo por el que se emiten las Disposiciones en Materia de Control Interno y se expide el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno, Art. 14, fracción I; Análisis costo beneficio del PATG emitido en 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 15

16 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 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. Con respecto de los resultados con observación núms. 3, 5, 8,10, 12 y 14, la entidad fiscalizada manifestó lo siguiente: El proyecto Chicontepec se consideraba como el proyecto más trascendente de México, ya que cuenta con el 40% de la reserva del país, por lo cual es importante señalar que actualmente la reserva de hidrocarburos de éste es aproximadamente en promedio un volumen de 4 veces más que el proyecto Cantarell, lo cual pudiese garantizar que México pueda seguir siendo un país importante en la producción de hidrocarburos. Con base a lo anterior y en el corto plazo, Chicontepec impulsará las reservas probadas de México y no debe perderse de vista que el valor de una empresa petrolera radica en la cantidad de reservas que posee. Durante 2011 se generó una reclasificación de reservas, que hoy están consideradas como probables en Chicontepec, pasarían a probadas, siempre y cuando se invierta en la Perforación. Asimismo, cabe mencionar que la zona de Chicontepec es altamente heterogénea y requiere de soluciones tecnológicas, a condiciones específicas de cada campo, lo cual complica el establecimiento de metas y el cumplimiento de ellas. En cuanto a los resultados con observación núms. 2, 4 y 9, PEP informó lo siguiente: Respecto a la producción de condensados, el programa se vio afectado por el mayor volumen de gas considerado para entrega de las regiones marinas. Las principales causas de la desviación en el cumplimiento de las metas del PATG durante el ejercicio fiscal de 2010, se debieron básicamente a lo siguiente: Diferimiento de localizaciones derivado de los altos costos de perforación en brecha Diferimiento de pozos por encontrarse en estudio a cargo de los laboratorios de campos Desplazamiento de objetivos, diferimiento de pozos por estrategia del activo hacia áreas de desarrollo con mejores expectativas de producción en el Paleocanal Sobre el resultado con observación núm. 16, la entidad fiscalizada manifestó lo siguiente: Para ver la magnitud de planeación en este proyecto, comparándolo con todo el sistema petrolero de México (PEP), vean el siguiente beneficio productivo que deberá ser la producción del PATG en un futuro, en el cierre de Agosto 2011 la actividad fue: 16

17 PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN DEL AIATG A NIVEL SISTEMA Concepto PATG (%) Perforación 47 Terminación 50 Reparación Mayor 23 Reparación Menor 32 Sistemas Artificiales de Explotación SAE Opdo. 34 Fracturamientos 61 Pozos Operando 34 La cantidad de actividades que se desarrolla, es la capacidad de ejecución vital en el proyecto, y por ende la planeación desarrollada en el mismo, más iniciativas y acciones tomadas en el momento de la curva de aprendizaje durante el desarrollo del proyecto, que ha logrado la evolución de la producción desde su constitución del Activo de Aceite Terciario del Golfo hasta mediados de octubre Con respecto del resultado con observación núm. 17, PEP informó lo siguiente: Debido a la complejidad que presenta el proyecto por las características del mismo, la Prospectiva del PATG no ha sido congruente con el análisis costo beneficio del PATG registrado en la SHCP, no obstante, como resultado del aprendizaje que se ha obtenido con el desarrollo del proyecto y con el conocimiento del subsuelo se espera con el paso del tiempo tener una similitud en las metas de producción de aceite y gas. 17