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Titulo
Libro Blanco
Justo valor de inversiones en áreas no
asignadas (Reconocimiento en su
Justo Valor Económico de las
Inversiones de Petróleos Mexicanos
Afectadas como Resultado del Proceso
de Adjudicación de Asignaciones para
Llevar a cabo las Actividades de
Exploración y Extracción Denominado
“Ronda Cero”)
Periodo: 2012-2018 Dirección General de Pemex Exploración y Producción
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ÍNDICE
I. Presentación ............................................................................................... 2
II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco ......................................... 30
III. Antecedentes ........................................................................................... 39
IV. Marco normativo aplicable a las acciones realizadas durante la
ejecución del proyecto ............................................................................. 43
V. Vinculación del proyecto con el Plan Nacional de Desarrollo y
Programas Sectoriales .............................................................................. 47
VI. Síntesis ejecutiva del proyecto ................................................................. 55
VII. Acciones realizadas ................................................................................. 63
VIII. Seguimiento y control ............................................................................ 93
IX. Resultados y beneficios alcanzados e impactos identificados ............... 106
X. Resumen ejecutivo del informe final del servidor público
responsable de la ejecución del proyecto.............................................. 112
XI. Anexos .................................................................................................... 124
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I. Presentación
NOMBRE DEL PROYECTO
Justo valor de inversiones en áreas no asignadas (Reconocimiento en su Justo
Valor Económico de las Inversiones de Petróleos Mexicanos Afectadas como
Resultado del Proceso de Adjudicación de Asignaciones para Llevar a cabo las
Actividades de Exploración y Extracción Denominado “Ronda Cero”).
OBJETIVO
Se pretende documentar las actividades que Pemex Exploración y
Producción (PEP) realizó de conformidad con lo establecido por el Artículo
Sexto Transitorio, quinto párrafo del Decreto que reforma y adiciona diversas
disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en
Materia de Energía (Decreto de reforma), publicado en el Diario Oficial de la
Federación (DOF) el 20 de diciembre de 2013, y en seguimiento al
procedimiento establecido por la Secretaría de Energía (SENER) a través de
los Lineamientos que establecen los términos y el procedimiento para el
reconocimiento del justo valor económico de las inversiones de Pemex que
se llegaran a afectar como resultado del proceso de adjudicación de
asignaciones para llevar a cabo actividades de exploración y extracción de
hidrocarburos, emitidos el 29 de febrero de 2016 oficio 500.-054/16
Lineamientos Secretaría de Energía.
Lo anterior, con el fin de obtener el reconocimiento del justo valor
económico por parte de la SENER, con motivo de la afectación en las
inversiones de Pemex como resultado del proceso de adjudicación de
asignaciones mediante el procedimiento denominado Ronda Cero.
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PERIODO DE VIGENCIA
De conformidad con lo establecido en el artículo Sexto Transitorio del Decreto de reforma,
se considera como fecha de inicio de este procedimiento el 13 de agosto de 2014 fecha en
que la SENER se pronunció sobre el resultado del procedimiento denominado Ronda Cero
a octubre de 2018, en atención a que no se ha concluido el reconocimiento en su totalidad
del justo valor económico.
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El proceso de reconocimiento del justo valor económico se está llevando a cabo en la Ciudad
de México, y ha tenido como resultado el reconocimiento de algunas inversiones afectadas
para Pemex.
ÁREAS EN EXPLORACIÓN Y CAMPOS EN PRODUCCIÓN SOLICITADAS POR PEMEX EN EL PROCEDIMIENTO DENOMINADO RONDA CERO, Y NO OTORGADAS POR LA SECRETARÍA DE ENERGÍA
El Sexto Transitorio, quinto párrafo del Decreto de Reforma a letra establece lo siguiente:
“… En caso de que, como resultado del proceso de adjudicación de
asignaciones para llevar a cabo las actividades de exploración y
extracción del petróleo y de los hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos
a que hace mención este transitorio, se llegaran a afectar inversiones de
Pemex, éstas serán reconocidas en su justo valor económico en los
términos que para tal efecto disponga la Secretaría del ramo en materia
de Energía. El Estado podrá determinar una contraprestación al realizar
una asignación. Las asignaciones no podrán ser transferidas sin
aprobación de la Secretaría del ramo en materia de Energía…”.
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Énfasis añadido
El resultado del Procedimiento de Ronda Cero, en el que Pemex solicitó 165 áreas en
exploración y 380 campos en producción, fue la adjudicación de asignaciones por parte de
SENER a Pemex, con la opinión técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.1
Al respecto se destaca que el pronunciamiento de Secretaría de Energía fue únicamente por
las áreas de asignación que considero procedente otorgar a Pemex; es decir, no manifestó
una negativa expresa sobre las áreas en exploración y los campos en producción solicitados
por Pemex y que determinó no otorgarle. Ello, debido a la delimitación de las áreas en
exploración y campos en producción que efectuó Secretaría de Energía conforme al
Acuerdo por el que se estableció el procedimiento para delimitar las áreas susceptibles de
adjudicarse a través de asignaciones, publicado en el DOF el 12 de agosto de 2014.
Considerando lo anterior, en cumplimiento a lo dispuesto en el Transitorio Sexto, quinto
párrafo del Decreto de reforma, Transitorio Décimo Segundo de Ley de Ingresos de la
Federación para el ejercicio fiscal de 2016 y siguiendo el procedimiento y los plazos
establecidos en los Lineamientos Secretaría de Energía - dentro de los 120 días naturales
posteriores a la emisión de los mismos-, Pemex el 28 de junio de 2016, a través de la
Dirección Jurídica presentó a la Secretaría de Energía 92 solicitudes de posible afectación
en las áreas en exploración y campos en producción solicitados y no otorgados, por
68,391,7752 miles de pesos (M$).
Las solicitudes de posible afectación incluyeron las áreas en exploración y campos en
producción solicitados por Pemex en Ronda Cero, que no le fueron otorgados por la
Secretaría de Energía, que se ubicaron en los supuestos establecidos en los Lineamientos
1 Resolución CNH.08.004/14 Por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite su evaluación Técnica respecto de los campos solicitados por Pemex en cumplimiento al Transitorio Sexto, del Decreto que reforma y adiciona diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía 2 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, página 4; ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx y expedientes correspondientes a las 92 solicitudes.
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Secretaría de Energía, y las referidas en el artículo Décimo Segundo Transitorio de la Ley de
Ingresos de la Federación.
PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LAS ÁREAS EN EXPLORACIÓN Y CAMPOS EN PRODUCCIÓN CONSIDERADOS PARA EL RECONOCIMIENTO DEL JUSTO VALOR ECONÓMICO
Las áreas que se ubicaron en los supuestos establecidos en los Lineamientos de la Secretaría
de Energía para el reconocimiento del justo valor económico, así como en términos de la
LIF, y que se presentaron conforme al procedimiento establecido en dichos Lineamientos
comprenden las áreas de exploración y campos en producción solicitados, no otorgados y
los solicitados, así como no otorgados y que en su lugar la SENER determinó que tuvieran el
carácter de asignaciones de resguardo, que posteriormente fueron o serían objeto de un
proceso de licitación; excluyéndose cualquier pasivo ambiental, social y de infraestructura
que se hubiese generado como resultado de las actividades de exploración y extracción en
las áreas consideradas.
PROCEDIMIENTO ESPECÍFICO SEGUIDO PARA EL RECONOCIMIENTO DE JUSTO VALOR ECONÓMICO
1. Procedimiento determinado por la Secretaría de Energía para reconocer el justo valor
económico de las inversiones de Pemex que se llegaran a afectar como resultado del
proceso de Ronda Cero:
1.1 La Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal de 2016, en el artículo Décimo
Segundo Transitorio estableció:
a) Que la Secretaría de Energía debía emitir los lineamientos con los términos a que se
refiere el citado Transitorio del Decreto, a más tardar el último día de febrero de
2016, y que dichos lineamientos establecerían que en caso de que Pemex
identificará una posible afectación en sus inversiones: (i) ésta afectación debería
incluirse en sus estados financieros dictaminados correspondientes al ejercicio fiscal
2015, (ii) que Pemex debería presentar su solicitud a más tardar dentro de los ciento
veinte días naturales posteriores a su emisión, (iii) que la Secretaría de Energía
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podría solicitarle las aclaraciones pertinentes, incluyendo información adicional, (iv)
que una vez que la Secretaría de Energía determinara que cuenta con la información
suficiente para analizar la solicitud de Pemex resolvería en un plazo no mayor a
sesenta días naturales, y que la resolución debería contener, al menos, la
determinación del justo valor económico de las inversiones afectadas y los
mecanismos específicos a través de los cuales se realizará la contraprestación que
en su caso corresponda, atendiendo en todo momento al marco presupuestal para
el año fiscal correspondiente, con la opinión previa favorable de la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público.
b) La contraprestación que recibiera Pemex durante el ejercicio fiscal 2016 sería de al
menos, el justo valor económico correspondiente a sus inversiones que hubiesen
resultado afectadas por las adjudicaciones de contratos para la exploración y
extracción de hidrocarburos efectuadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH) derivados de las licitaciones CNH-R01-L01/2014, CNH-R01-L02/2015 y CNH-
R01-L03/2015, realizadas durante el ejercicio fiscal 2015, y,
c) De conformidad con lo establecido en el artículo 7 de la referida Ley de Ingresos de
la Federación, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público podría autorizar a Pemex
a deducir de los pagos provisionales mensuales correspondientes a los meses de
octubre, noviembre y diciembre de 2016, un tercio del justo valor económico
determinado en las áreas correspondientes por la Secretaría de Energía.
1.2 El 1 de marzo de 2016, se recibieron en la Dirección General de Pemex, los Lineamientos
Secretaría de Energía, los cuales establecieron lo siguiente:
a) Como Área Considerada, aquellas áreas en exploración y campos en producción que
hayan sido incluidos en la solicitud de Ronda Cero por Pemex y que no fueron
otorgadas en las asignaciones adjudicadas por la Secretaría de Energía en dicha
Ronda.
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b) Como Inversiones Afectadas, aquellos activos fijos que se encuentren dentro de las
Áreas Consideradas y en las que Pemex acredite que existió afectación como
consecuencia de Ronda Cero.
c) Como Justo Valor Económico, la medida de valoración que pudiera considerar, entre
otros factores, el valor de mercado, el valor en libros, la vida útil o el rendimiento
esperado de una inversión.
d) Como Solicitud de Posible Afectación, la solicitud que presente Pemex para el
reconocimiento de sus posibles inversiones afectadas como resultado de Ronda
Cero.
e) Que Pemex debía presentar una Solicitud de Posible Afectación por cada una de las
Áreas Consideradas, dentro de los 120 días naturales posteriores a la emisión de los
Lineamientos Secretaría de Energía, la cual incluirá al menos lo siguiente:
i) Copia de sus estados financieros auditados y dictaminados correspondientes a
los ejercicios fiscales 2014 y 2015.
ii) El listado de las posibles Inversiones Afectadas reflejadas en los estados
financieros del 2015, en contraste con los estados financieros del 2014, a nivel
de área en exploración o campo en producción, la metodología y la memoria de
cálculo sobre la determinación del monto total de las posibles Inversiones
Afectadas.
iii) La información de las posibles Inversiones Afectadas al 31 de diciembre de 2015,
reflejadas en los estados financieros de 2015, se presentará por Área
Considerada conforme al formato establecido en el Anexo 1 de los Lineamientos
Secretaría de Energía, en el cual se especifique lo siguiente:
◼ Denominación de los activos fijos en el Área Considerada.
◼ Identificador del número de contrato de adquisición y construcción.
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◼ Año de adquisición.
◼ Años estimados de vida útil remanente.
◼ Función que desempeña en el proceso de exploración o extracción.
◼ Si el activo fijo presta servicios a más de un área y en qué porcentaje a cada
una de ellas.
◼ Costos de adquisición sin considerar impuestos, ni costos de capital.
◼ Valor de depreciación contable.
◼ Tasa de depreciación contable.
◼ Valor de depreciación fiscal pendiente de aplicar, conforme a la Ley Federal
de Derechos vigente al 31 de diciembre de 2014.
◼ Tasa de depreciación fiscal conforme a la Ley Federal de Derechos vigente al
31 de diciembre de 2014.
◼ Régimen fiscal aplicable de conformidad con la Ley Federal de Derechos,
vigente al 31 de diciembre de 2014, y
◼ Tratándose de pozos, además se deberá especificar lo siguiente:
• Tipo de pozo, exploratorio o de desarrollo y estatus operativo.
• Año de fin de la perforación.
• Año de fin de la terminación.
• Metodología de evaluación, modelo, parámetros relevantes y resultados, y,
• Metodología contable utilizada para la evaluación de Activos Fijos: modelo
de costo o de revaluación.
f) Para presentar una Solicitud de Posible Afectación en los términos referidos en el
inciso que antecede, Pemex debía tomar en cuenta lo siguiente:
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◼ Cada Área Considerada se analizaba como una unidad identificable e
independiente, tomando en cuenta todos los activos fijos relacionados con las
actividades de exploración o extracción.
◼ Únicamente se valorarían los documentos que demostraban que los activos fijos
estaban relacionados con las actividades de exploración y extracción en el Área
Considerada.
◼ No se consideraría una Inversión Afectada las erogaciones que se hubiera
realizado para obtener la información a la que hace referencia el artículo 32 de
la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos.
◼ Las Áreas Consideradas que se ubicaban dentro de un área natural protegida,
no serían susceptibles de compensación de conformidad con el artículo 41 de la
Ley de Hidrocarburos (LH).
g) Recibida la Solicitud de Posible Afectación, la Secretaría de Energía y la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público verificaban la suficiencia de la información presentada.
Ambas dependencias podían requerir información a Pemex, y la Secretaría de
Energía podía prevenir a Pemex si la Solicitud no cumplía con los requisitos.
Si no se cumplía con la prevención o no se desahogaba en forma satisfactoria, la
SENER desechaba el trámite. En ese caso y cuando la Secretaría de Energía negaba
la existencia de una Inversión Afectada, esa dependencia dejaba a salvo el derecho
de Pemex para presentar por única ocasión una nueva Solicitud de Posible
Afectación por la misma área considerada.
h) Una vez integrada la información y documentación, la Secretaría de Energía
determinaría que contaba con la información necesaria y notificaría a Pemex sobre
la suficiencia documental.
Asimismo, SENER pedía opinión favorable a la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público. Si ésta no era favorable la Secretaría de Energía podía replantear la
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resolución de la Solicitud y enviar de nueva cuenta la misma a la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público. Si la opinión de la SHCP era nuevamente no favorable,
la Secretaría de Energía notificaba a Pemex la resolución.
i) La Secretaría de Energía, previa opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público, resolvía la solicitud en un plazo no mayor a 60 días naturales posteriores a
la notificación de la suficiencia documental, notificándose la resolución a Pemex.
j) La resolución de la Secretaría de Energía podría reconocer total o parciamente las
Inversiones Afectadas de Pemex o negar la existencia de esas Inversiones. Si se
reconocen las Inversiones, la resolución contendría la determinación del justo valor
económico de esas Inversiones y los mecanismos específicos para realizar el pago
de la contraprestación correspondiente, atendiendo a cuestiones presupuestales y
con la opinión previa favorable de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
1.3 En la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal de 2017, publicada en 2016,
el legislativo previó respecto del tema del reconocimiento del justo valor económico lo
siguiente:
a) Que la Secretaría de Energía debería determinar durante el ejercicio fiscal 2017 el
justo valor económico de las inversiones afectadas solicitado por Pemex y la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público podría autorizar a Pemex a deducir de los
pagos provisionales mensuales del derecho por la utilidad compartida del ejercicio
fiscal de 2017, el justo valor económico de las inversiones afectadas que no hubiera
sido compensado durante el 2016 conforme a lo dispuesto en el Décimo Segundo
transitorio de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2016.
b) Que para la determinación del justo valor económico la Secretaría de Energía
debería considerar todas las inversiones hechas en las áreas en exploración y
campos en producción que Pemex tuviera previo a la entrada en vigor del Decreto
de reforma, que en el proceso de la Ronda Cero hubiera solicitado y que no le fueron
otorgadas como asignaciones.
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c) Que la contraprestación que recibiría Pemex durante el ejercicio fiscal 2017 deberá
incluir el justo valor económico correspondiente a sus inversiones que hayan
resultado afectadas con motivo de las adjudicaciones de contratos para la
exploración y extracción de hidrocarburos, efectuadas por la Comisión Nacional de
Hidrocarburos derivados de la licitación CNH-R01-L04/2015, realizada durante el
ejercicio fiscal 2016.
1.4 En la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal de 2018, respecto del tema
del reconocimiento del justo valor, únicamente se previó lo siguiente: “Que el gasto
corriente estructural3 que se refiere el artículo 2, fracción XXIV BIS de la Ley Federal de
Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria excluirá, adicionalmente a los conceptos de
gasto previstos en dicha fracción, los gastos relativos a la implementación de las reformas
a que se refiere el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía, publicado en
el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, así como de las leyes
secundarias que derivan de dicho Decreto, publicadas en el mismo órgano de difusión oficial
el 11 de agosto de 2014”.
2. Breve descripción del curso que siguieron las solicitudes de posible afectación
presentadas por Pemex, conforme al procedimiento para el reconocimiento del justo valor
económico.
2.1 El 28 de junio de 2016 Pemex, por conducto de la Dirección Jurídica presentó a la
SENER 92 solicitudes de posible afectación por 68,391,775.0 miles de pesos4, dentro
3 Es el monto correspondiente al gasto neto total, excluyendo los gastos por concepto de costo financiero, participaciones a las entidades federativas, a los municipios y demarcaciones territoriales del Distrito Federal, adeudos de ejercicios fiscales anteriores, combustibles utilizados para la generación de electricidad, pago de pensiones y jubilaciones del sector público, y la inversión física y financiera directa de la Administración Pública Federal. El Gasto neto total: la totalidad de las erogaciones aprobadas en el Presupuesto de Egresos con cargo a los ingresos previstos en la Ley de Ingresos, las cuales no incluyen las amortizaciones de la deuda pública y las operaciones que darían lugar a la duplicidad en el registro del gasto. 4 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 4 a 9; ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx . Y expedientes de las 92 solicitudes presentadas.
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de los 120 días naturales posteriores a la emisión de los Lineamientos. Dichas
solicitudes de posible afectación incluyeron las áreas en exploración y campos en
producción incluidos en la Solicitud de Ronda Cero por Pemex, y que no se otorgaron
en las asignaciones adjudicadas por la secretaría en dicha Ronda.
2.2 La SENER en seguimiento a las etapas del procedimiento establecido en sus
Lineamientos requirió a Pemex el 28 de julio de 2016 información adicional, para su
presentación el día 26 de agosto de 2016; termino en el cual PEP dio atención a la
prevención, sin embargo dicha dependencia 5 de las 92 solicitudes de inversiones
afectadas por no atender a satisfacción de la misma la referida prevención; la SENER,
el 8 de septiembre de 2016, sometió a consideración de la SHCP la información
proporcionada por PEP, a fin de que dicha dependencia se pronunciara sobre la
suficiencia de la misma. Cabe señalar que PEP dejó a salvo los derechos para
presentar nuevamente la solicitud de las 5 solicitudes cuyas prevenciones la SENER
no tuvo por desahogadas satisfactoriamente, en términos de los Lineamientos
emitidos por la SENER.
2.3 La Secretaría de Hacienda y Crédito Público el 30 de septiembre de 2016 solicitó a
Secretaría de Energía requerirle a Pemex información adicional, y ésta el 4 de
octubre de 2016, requirió información adicional, desahogando PEP, ante Secretaría
de Energía el referido requerimiento el 14 de octubre de 2016. El 18 de octubre de
2016 la SENER envío a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público la información
adicional presentada por Pemex Exploración y Producción y requerida por esa
Secretaría.
2.4 El 31 de octubre de 2016, nuevamente la Secretaría de Energía requiere información
adicional a Pemex, a tendiendo este dicho requerimiento el 8 de noviembre de 2016.
La Secretaría de Energía envía a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público la
información adicional requerida por su parte a Pemex, a fin de que dicha
dependencia se pronunciará nuevamente sobre la suficiencia de la misma.
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2.5 El 8 de noviembre de 2016 la Secretaría de Energía declaró la suficiencia de la
información para entrar al análisis de las solicitudes de posible afectación
presentadas por Pemex.
2.6 El 29 de noviembre de 2016 la Secretaría de Energía envía a Secretaría de Hacienda
y Crédito Público el expediente con toda la información proporcionada por Pemex
así como con el Documento Soporte de Decisión que dicha Secretaría elaboró y que
contiene el análisis realizado a la información presentada sobre las inversiones
afectadas respecto de las cuales Pemex presento las 87 solicitudes de posible
afectación, así como los criterios para la valoración de la misma.
2.7 El 24 de enero de 2017 la Secretaría de Hacienda y Crédito Público notificó a
Secretaría de Energía la opinión favorable a la determinación del justo valor
económico de las inversiones afectadas a Pemex y respecto de las cuales consideró
procedentes las solicitudes de posible afectación, determinando, asimismo el
mecanismo a través del cual se haría el pago de la contraprestación
correspondiente.
2.8 El 27 de enero y 9 de febrero de 2017, la SENER, con base en la opinión de la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público, emitió las resoluciones mediante las cuales
determina el justo valor económico de 56 solicitudes que cumplieron con los
Lineamientos Secretaría de Energía y los criterios determinados por la Dirección
General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía,
considerados en el Documento de Soporte de Decisión (DSD), que forma parte
integral de la resoluciones, por un monto de 2,186,963 miles de pesos,
correspondientes a los 145 activos que sólo consideró, de un total de 11,696,783.3
miles de pesos; correspondientes a los 391 activos incluidos en las 56 solicitudes; es
decir, no se le reconocieron 9,419,979.5 miles de pesos, de los cuales 7,741,438.7
miles de pesos, el 82%, correspondieron a pozos inactivos, y 1,678,540.8 miles de
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pesos, el 18%, a activos de los que Pemex Exploración y Producción conserva los
derechos y mantiene en operación. 5
2.9 De acuerdo con el Oficio No. 349-B-1396 del 23 de noviembre de 2017 de la SHCP,
dirigido a la Dirección de Finanzas de Pemex las Solicitudes de Posible Afectación
correspondientes a la licitación núm. CNH‐R01‐ L02/2015 fueron negadas por la
Secretaría de Energía en 2017, mediante el Oficio No. 521.DGEEH.510/17, de fecha
27 de septiembre de 2017; el diverso señalado niega la existencia de inversiones
afectadas en las Solicitudes de Posible Afectación correspondientes a la licitación
señalada.
2.10 La determinación de las solicitudes restantes correspondientes a la Ronda 1.3, ésta
sujeta a que se cuenten con las actas finales de entrega-recepción a los contratistas
ganadores y la CNH, para el cálculo y determinación correspondiente de las
inversiones afectadas a Pemex en su justo valor económico.6
2.11 Pemex se encuentra valorando nuevamente la información entregada con las
solicitudes de Posible Afectación presentadas ante Secretaría de Energía y
rechazadas o desechadas por ésta, y a su vez integra nueva información para
presentar por segunda ocasión las referidas Solicitudes de Posible Afectación, en
ejercicio del derecho que le confieren los propios Lineamientos de Secretaría de
Energía.
5 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 4 a 9; ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx. Y expedientes de las solicitudes presentadas
6 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 4 a 9; ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx . Y Oficio No.260.906/2017.
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UNIDADES ADMINISTRATIVAS QUE PARTICIPARON EN LA INTEGRACIÓN DEL DOCUMENTO
El presente apartado tiene por objeto asentar las unidades administrativas que en ejercicio
de sus atribuciones participaron en el procedimiento de reconocimiento de justo valor
económico.
Los reguladores que participaron en el procedimiento para el reconocimiento del justo valor
fueron la Secretaría de Energía, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, la Comisión
Nacional de Hidrocarburos.
A continuación se señalan las unidades administrativas de Pemex y Pemex Exploración y
Producción que participaron y participan en el proceso de acuerdo con las funciones
establecidas en los diferentes Estatutos Orgánicos de Pemex y Pemex Exploración y
Producción que han estado vigentes durante todo el proceso.
Para efectos de lo anterior, y de su identificación actual se mostrará la evolución o
transformación de las áreas, ya que como consecuencia de la transformación que sufrió
Pemex Exploración y Producción de Organismo Subsidiario a Empresa productiva
Subsidiaria de Pemex, su estructura orgánica se modificó, modificándose en consecuencia
el Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción en varias ocasiones: los días 7 y 25
de febrero de 2014; la publicación de un nuevo Estatuto en el Diario Oficial de la Federación
(DOF) el día 3 de julio de 2015 y su modificación el 29 de diciembre de 2015; así como el
último y vigente, el publicado en el DOF el 5 de enero de 2017. Anexos 3 al 7
Asimismo, por lo que hace a Pemex, las áreas competentes en términos de los artículos 68
y 95 del Estatuto Orgánico vigente publicado en el Diario Oficial de la Federación el 5 de
diciembre de 2017 son la Dirección Corporativa de Finanzas y la Dirección Corporativa de
Administración y Servicios.
2013-2014
◼ Dirección General de Pemex Exploración y Producción.
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◼ Comité de Dirección: presidente, secretario y prosecretario.
◼ Subdirección de Desarrollo de Campos.
◼ Gerencia del Proyecto de Desarrollo Ayatsil-Tekel.
◼ Gerencia del Proyecto de Desarrollo Tsimin-Xux.
◼ Gerencia del Proyecto de Desarrollo Lakach.
◼ Subdirección de Servicios a Proyectos.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Gerencia de Integración y Coordinación Técnica.
◼ Gerencia de Servicios a Proyectos Región Norte.
◼ Gerencia de Servicios a Proyectos Región Sur.
◼ Gerencia de Servicios a Proyectos Regiones Marinas.
◼ Subdirección de Planeación y Evaluación.
◼ Gerencia de Estrategia y Evaluación de Cartera.
◼ Gerencia de Recursos y Reservas.
◼ Gerencia de Análisis y Dictamen Técnico de Proyectos.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación Operativa.
◼ Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos.
◼ Gerencia de Estrategias y Planes.
◼ Gerencia de Desarrollo y Despliegue de Recursos Técnicos.
◼ Gerencia de Gestión de Proyectos Tecnológicos.
◼ Gerencia de Administración del Conocimiento.
◼ Subdirección de Exploración.
◼ Gerencia de Estrategias y Planes.
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◼ Gerencia de Geología y Yacimientos.
◼ Gerencia de Estudios Geofísicos.
◼ Gerencia de Estudios Regionales.
◼ Activo de Exploración Tampico-Misantla-Golfo.
◼ Activo de Exploración Aguas Profundas Norte.
◼ Activo de Exploración Cuencas del Sureste Terrestre.
◼ Activo de Exploración Cuencas del Sureste Marino.
◼ Activo de Exploración Aguas Profundas Sur.
◼ Subdirección de Producción Región Norte.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Gerencia de Coordinación Operativa.
◼ Activo de Producción Poza Rica-Altamira.
◼ Activo de Producción Veracruz.
◼ Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo.
◼ Activo Integral Burgos.
◼ Subdirección de Producción Región Sur.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Gerencia de Coordinación Operativa.
◼ Activo de Producción Bellota-Jujo.
◼ Activo de Producción Samaria-Luna.
◼ Activo de Producción Macuspana-Muspac.
◼ Activo de Producción Cinco Presidentes.
◼ Subdirección de Producción Región Marina Noreste.
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◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Gerencia de Coordinación Operativa.
◼ Activo de Producción Cantarell.
◼ Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.
◼ Subdirección de Producción Región Marina Suroeste.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Gerencia de Coordinación Operativa.
◼ Activo de Producción Abkatun-Pol-Chuc.
◼ Activo de Producción Litoral de Tabasco.
◼ Unidad de Negocio de Perforación.
◼ Gerencia de Estrategias y Planes.
◼ Gerencia de Perforación y Reparación de Pozos.
◼ Gerencia de Perforación y Reparación de Pozos Terrestre.
◼ Gerencia de Perforación y Reparación de Pozos Marina.
◼ Gerencia de Bases Técnicas y Supervisión de Contratos.
◼ Gerencia de Servicios a Pozos.
◼ Gerencia de Mantenimiento a Equipos.
◼ Subdirección de Mantenimiento y Logística.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Gerencia de Administración del Mantenimiento.
◼ Gerencia de Logística Marina.
◼ Gerencia de Mantenimiento Integral Marino.
◼ Gerencia de Mantenimiento y Logística Norte.
P á g i n a | 1 9
◼ Gerencia de Mantto. y Logística Sur.
◼ Subdirección de Desarrollo de Negocios.
◼ Gerencia de Modelos de Negocio.
◼ Gerencia de Nuevos Negocios.
◼ Gerencia de Modelos de Ejecución.
◼ Subdirección de Distribución y Comercialización.
◼ Gerencia de Operaciones.
◼ Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos.
◼ Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Región Norte
◼ Gerencia de Transporte y Distribución Región Sur.
◼ Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Región Marina Suroeste.
◼ Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Región Marina Noreste.
◼ Subdirección de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.
◼ Gerencia de Gestión Estratégica de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.
◼ Gerencia de Auditoría y Normatividad de Seguridad Industrial y Protección
Ambiental.
◼ Gerencia de Proyectos de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.
◼ Gerencia de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental Región Norte.
◼ Gerencia de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental Región Sur.
◼ Gerencia de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental Regiones
Marinas.
◼ Subdirección de Administración y Finanzas.
◼ Gerencia de Formulación y Control Presupuestal.
◼ Gerencia de Recursos Financieros.
P á g i n a | 2 0
◼ Gerencia de Recursos Materiales.
◼ Gerencia de Control de Gestión.
◼ Gerencia de Suministros y Servicios Administrativos Región Norte.
◼ Gerencia de Suministros y Servicios Administrativos Región Sur.
◼ Gerencia de Suministros y Servicios Administrativos Regiones Marinas.
◼ Gerencia de Suministros y Servicios Administrativos de Mantenimiento y Logística.
◼ Gerencia de Suministros y Servicios Administrativos. de Perforación y Servicios a
Proyectos.
2015-2016
◼ Dirección General de Pemex Exploración y Producción.
◼ Comité de Dirección: presidente, secretario y prosecretario.
◼ Subdirección de Desarrollo de Campos.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación Operativa.
◼ Gerencias de Proyectos Aguas Profundas.
◼ Gerencia de Proyectos Aguas Someras.
◼ Gerencia de Proyectos Campos No Convencionales.
◼ Gerencia de Proyectos Campos de Gas No Asociado.
◼ Gerencia de Proyectos Crudos Extra pesados.
◼ Gerencia e Proyectos de Recuperación Secundaria y Mejorada.
◼ Subdirección de Servicios a la Explotación.
◼ Gerencia de Servicios de Intervenciones a Pozos.
◼ Gerencia de Proyectos de Infraestructura Marina.
◼ Gerencia de Proyectos de Infraestructura Terrestre.
P á g i n a | 2 1
◼ Gerencia de Integración y Seguimiento de Servicios.
◼ Subdirección de Administración del Portafolio.
◼ Gerencia de Dictamen Técnico de Proyectos.
◼ Gerencia de Integración, Optimización y Evaluación del Portafolio.
◼ Gerencia de Gestión de Desarrollo y Producción.
◼ Gerencia de Administración de Información Técnica de Explotación.
◼ Gerencia de Cumplimiento Regulatorio.
◼ Gerencia de Seguimiento y Mejora Continua de Costos.
◼ Subdirección de Administración del Portafolio y Acceso a Nuevas Áreas.
◼ Gerencia de Administración del Portafolio.
◼ Gerencia de Gestión de Acceso a Nuevas Áreas.
◼ Gerencia de Seguimiento al Plan de Exploración.
◼ Gerencia de Cumplimiento Regulatorio.
◼ Subdirección de Recursos Prospectivos y Auditoría de Reservas de Hidrocarburos.
◼ Gerencia de Recursos y Certificación de Reservas.
◼ Gerencia de Administración de Proyectos.
◼ Subdirección de Servicios a la Explotación y Subdirección de Administración del
Portafolio.
◼ Dirección de Exploración.
◼ Subdirección de Soluciones Geofísicas.
◼ Subdirección de Geociencias y Aseguramiento Técnico
◼ Gerencia de Estudios Regionales.
◼ Subdirección de Aseguramiento Operativo.
P á g i n a | 2 2
◼ Activo de Exploración Aguas Profundas.
◼ Subdirección de Aseguramiento Operativo.
◼ Activo de Exploración Aguas Someras.
◼ Subdirección de Aseguramiento Operativo Activo de Exploración Áreas Terrestres.
◼ Subdirección de Aseguramiento Operativo Activo de Exploración Yacimientos No
Convencionales.
◼ Subdirección de Producción Campos Terrestres.
◼ Activo de Producción de Aceite Veracruz.
◼ Subdirección de Producción Campos de Gas no Asociado.
◼ Activo de Producción de Gas Veracruz.
◼ Subdirección de Producción Campos No Convencionales.
◼ Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo.
◼ Subdirección de Producción Campos de Gas no Asociado.
◼ Activo de Producción Burgos.
◼ Subdirección de Producción de Campos Terrestres.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación Operativa.
◼ Gerencia de Construcción, Supervisión, Perforación y Mantenimiento.
◼ Activo de Producción Macuspana-Muspac.
◼ Activo de Producción Samaria-Luna.
◼ Activo de Producción Bellota-Jujo.
◼ Activo de Producción Cinco Presidentes.
◼ Activo de Producción Poza Rica-Altamira.
◼ Subdirección de Producción Aguas Someras.
P á g i n a | 2 3
◼ Gerencia de Programación y Evaluación Operativa.
◼ Gerencia de Construcción, Supervisión, Perforación y Mantenimiento.
◼ Activo de Producción Cantarell.
◼ Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.
◼ Activo de Producción Abkatun-Pol-Chuc.
◼ Activo de Producción Litoral de Tabasco-Tsimin-Xux.
◼ Activo de Producción Ayatsil-Tekel-Utsil.
◼ Subdirección de Confiabilidad.
◼ Gerencia de Planeación, Evaluación y Administración del Mantenimiento.
◼ Gerencia de Integración de Recursos y Proyectos.
◼ Gerencia de Confiabilidad Campos Terrestres.
◼ Gerencia de Confiabilidad de Instalaciones Marinas.
◼ Gerencia de Apoyo a la Operación Marina.
◼ Gerencia de Apoyo a la Operación Terrestre.
◼ Subdirección de Gestión de Alianzas.
◼ Gerencia de Identificación de Oportunidades de Alianzas de Desarrollo y Producción.
◼ Gerencia de Identificación de Oportunidades de Alianzas de Exploración.
◼ Gerencia de Administración de Alianzas.
◼ Subdirección de Administración del Portafolio y Acceso a Nuevas Áreas.
◼ Gerencia de Administración del Portafolio.
◼ Gerencia de Gestión de Acceso a Nuevas Áreas.
◼ Gerencia de Seguimiento al Plan de Exploración.
◼ Gerencia de Cumplimiento Regulatorio.
P á g i n a | 2 4
◼ Subdirección de Coordinación Operativa y Comercial.
◼ Gerencia de Coordinación de Operaciones.
◼ Gerencia de Estrategias Comerciales de Hidrocarburos.
◼ Gerencia de Medición y Balances.
◼ Gerencia de Administración de Contratos de Compraventa y Servicios de
Hidrocarburos.
◼ Subdirección de Desarrollo Sustentable, Seguridad Industrial, Salud en el Trabajo y
Protección Ambiental.
◼ Gerencia de Evaluación, Auditoría y Normatividad.
◼ Gerencia del Sistema Pemex Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental
e Integración de Proyectos.
◼ Gerencia de Desarrollo Sustentable, Seguridad Industrial, Salud en el Trabajo y
Protección Ambiental Campos Terrestres.
◼ Gerencia de Desarrollo Sustentable, Seguridad Industrial, Salud en el Trabajo y
Protección Ambiental de Instalaciones Marinas.
◼ Gerencia de Desarrollo Sustentable, Seguridad Industrial, Salud en el Trabajo y
Protección Ambiental Campos No Convencionales.
◼ Gerencia de Desarrollo Sustentable, Seguridad Industrial, Salud en el Trabajo y
Protección Ambiental Campos de Gas No Asociado.
◼ Gerencia de Desarrollo Sustentable, Seguridad Industrial, Salud en el Trabajo y
Protección Ambiental.
2017-2018
◼ Dirección General de Pemex Exploración y Producción.
◼ Comité de Dirección: presidente, secretario y prosecretario.
◼ Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
P á g i n a | 2 5
◼ Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
◼ Subdirección de Producción Bloques Sur.
◼ Subdirección de Producción Bloques Norte.
◼ Subdirección de Servicios a la Explotación.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Gerencia de Servicios de Intervenciones a Pozos.
◼ Gerencia de Proyectos de Infraestructura Marina.
◼ Gerencia de Proyectos de Infraestructura Terrestre.
◼ Gerencia de Servicios Logísticos a la Operación.
◼ Subdirección de Administración del Portafolio de Exploración y Producción.
◼ Gerencia de Integración y Optimización del Portafolio de Exploración y Producción.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación Operativa.
◼ Gerencia de Seguimiento y Mejora Continua de Costos.
◼ Subdirección de Recursos Prospectivos y Auditoría de Reserva de Hidrocarburos.
◼ Gerencia de Recursos y Certificación de Reservas.
◼ Gerencia de Dictamen Técnico de Proyectos de Exploración y Producción.
◼ Subdirección de Aseguramiento Tecnológico.
◼ Gerencia de Aseguramiento Tecnológico de Exploración y Producción.
◼ Gerencia de Administración de Información Técnica de Exploración y Producción.
◼ Gerencia de Cumplimiento Regulatorio de Exploración y Producción.
◼ Dirección de Exploración.
◼ Subdirección de Geociencias y Aseguramiento Técnico.
◼ Gerencia de Estudios Regionales.
P á g i n a | 2 6
◼ Gerencia de Evaluación de Prospectos de nuevas Áreas.
◼ Gerencia de Adquisición y Procesamiento de Datos Geofísicos.
◼ Gerencia de Aseguramiento Técnico y Aplicación de Tecnologías de Exploración.
◼ Subdirección de Aseguramiento Operativo.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Gerencia de Diseño y Aseguramiento de Servicio a Pozos Exploratorios.
◼ Gerencia de Operación de Alianzas.
◼ Activo de Exploración Aguas Profundas.
◼ Activo de Exploración Aguas Someras.
◼ Activo de Exploración Áreas Terrestres.
◼ Subdirección de Producción Bloques Norte.
◼ Gerencia de Coordinación Operativa.
◼ Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Activo Integral de Producción Bloque N01.
◼ Activo Integral de Producción Bloque N02.
◼ Activo Integral de Producción Bloque N03.
◼ Gerencia de Administración de Asignaciones Aguas Profundas.
◼ Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
◼ Gerencia de Coordinación Operativa.
◼ Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Activo Integral de Producción Bloque AS01-01.
P á g i n a | 2 7
◼ Activo Integral de Producción Bloque AS01-02.
◼ Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
◼ Gerencia de Coordinación Operativa.
◼ Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Activo Integral de Producción Bloque AS02-03.
◼ Activo Integral de Producción Bloque AS02-04.
◼ Subdirección de Producción Bloques Sur.
◼ Gerencia de Coordinación Operativa.
◼ Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Activo Integral de Producción Bloque S01.
◼ Activo Integral de Producción Bloque S02.
◼ Activo Integral de Producción Bloque S03.
◼ Activo Integral de Producción Bloque S04.
◼ Subdirección de Mantenimiento y Confiabilidad.
◼ Gerencia de Administración del Mantenimiento.
◼ Gerencia de Programación y Evaluación.
◼ Gerencia de Mantenimiento y Confiabilidad de Instalaciones Terrestres.
◼ Gerencia de Mantenimiento y Confiabilidad de Instalaciones Marinas.
◼ Subdirección de Gestión de Alianzas de Exploración y Producción.
◼ Gerencia de Identificación de Alianzas de Exploración y Producción.
◼ Gerencia de Gestión y Portafolio de Alianzas de Exploración y Producción.
P á g i n a | 2 8
◼ Subdirección de la Coordinación Operativa y Comercial.
◼ Gerencia de Estrategias Comerciales de Hidrocarburo.
◼ Gerencia de Coordinación de Operaciones.
◼ Gerencia de Medición y Balances.
◼ Gerencia de Comercialización de Hidrocarburos y Contratos.
◼ Subdirección de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental.
◼ Gerencia de Evaluación, Auditoría y Normatividad.
◼ Gerencia del Sistema Pemex Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental e
Integración de Proyectos.
◼ Gerencia de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental Bloques Norte.
◼ Gerencia de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental Bloques Sur.
◼ Gerencia de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental Bloques Aguas
Someras.
P á g i n a | 3 0
II. Fundamento legal y
objetivo del Libro Blanco
FUNDAMENTO LEGAL DEL PROCEDIMIENTO DENOMINADO
RECONOCIMIENTO EN SU JUSTO VALOR ECONÓMICO DE LAS
INVERSIONES DE PEMEX AFECTADAS COMO RESULTADO DEL
PROCESO DE ADJUDICACIÓN DE ASIGNACIONES PARA LLEVAR A
CABO LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN
DENOMINADO RONDA CERO
La Secretaría de la Función Pública (SFP) emitió los Lineamientos Generales
para la regulación de los procesos de entrega-recepción y de rendición de
cuentas de la Administración Pública Federal (Lineamientos), publicados en
el Diario Oficial de la Federación el 24 de julio de 2017, los cuales tienen por
objeto:
a) Establecer las disposiciones necesarias para que las Dependencias y
Entidades de la Administración Pública Federal, la Procuraduría General
de la República, y las empresas productivas del Estado, así como los
servidores públicos, en lo individual, realicen los procesos de entrega-
recepción de manera ordenada, eficiente, transparente, confiable,
oportuna y homogénea.
b) Coadyuvar a la conclusión de una administración o de un cargo, y a la
continuidad en el servicio público y la gestión gubernamental de los
asuntos, programas, proyectos, acciones y compromisos, así como
fomentar el cumplimiento de las funciones que tienen las Dependencias
y Entidades de la Administración Pública Federal, la Procuraduría General
de la República, y las empresas productivas del Estado, y los servidores
públicos que las integran.
P á g i n a | 3 1
c) Contribuir a la integración de la información que coadyuve a facilitar la toma de
decisiones y la planeación estratégica en la Administración Pública Federal.
d) Contar con información de los programas, proyectos y acciones realizados por cada
administración de gobierno, y por cada unidad administrativa o cargo público, y
e) Promover la transparencia y rendición de cuentas en la gestión gubernamental a nivel
institucional y en el actuar de los servidores públicos en lo individual.
En ese sentido los Lineamientos disponen que las Dependencias y Entidades, la
Procuraduría General de República, y las empresas productivas del Estado, deban elaborar
Libros Blancos o Memorias Documentales cuando consideren resaltar acciones de los
programas, proyectos, políticas públicas y otras acciones gubernamentales.
De acuerdo con el artículo 3, fracción XII, de dichos Lineamientos, el Libro Blanco es el
documento público gubernamental en el que se hace constar, documental y
narrativamente, la situación que guarde un programa, proyecto o política pública, relevante
de la Administración Pública Federal, ya sea que esté concluido o que se encuentre en
proceso de ejecución al término de la Administración Pública Federal, en este último caso
deberá contener de manera específica un análisis de las principales causas que provocaron
dicha situación; así como su impacto y las acciones que deberán ejecutarse para su
continuidad y conclusión.
Asimismo, en el Capítulo II. De los Libros Blancos, el artículo 32 de los Lineamientos
establece que se considerará que un programa, proyecto o política pública es relevante,
cuando:
“a) Es de alto impacto social, económico, regional, cultural, de trascendencia
técnica o contenga aspectos de gestión operativa de beneficio para la sociedad o
para sectores específicos de la misma o que fortalecen la administración pública;
b) Por su naturaleza o características, se considere relevante para el logro de
metas prioritarias de interés general o de algún sector productivo o de impacto
P á g i n a | 3 2
regional o en la actividad económica, conforme a los objetivos y estrategias del
Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 (PND) y/o a las reformas estructurales en
materia energética, financiera, de telecomunicaciones, educativa, entre otras;
c) …
d) Se trate de un proyecto cuyo propósito fundamental, sea ampliar la capacidad
productiva de un sector económico y social determinado, la producción de bienes,
infraestructura o servicios nacionalmente necesarios, acordes a los objetivos y
estrategias señalados en el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018, o bien, de un
proyecto estratégico vinculado con las actividades a que se refieren los artículos
25 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos;
e) …
f) …”
P á g i n a | 3 3
Cabe señalar que los propios
Lineamientos establecen que, en el caso
de las empresas productivas del Estado,
dichos Lineamientos serán aplicables, en
lo que no se opongan a sus leyes
específicas.
En congruencia con lo anterior, para la
elaboración del presente Libro, Pemex
tomo en cuenta lo dispuesto en el Manual
Ejecutivo para la Entrega-Recepción y
Rendición de Cuentas 2012-2018, emitido
por la Secretaría de la Función Pública, el
cual, asimismo, establece algunas
consideraciones para la elaboración de los
Libros Blancos.
Considerando lo anterior, el Consejo de
Administración de Pemex, mediante
Acuerdo CA-148/2017, emitido en la
Sesión 924 Extraordinaria celebrada el 13
de diciembre de 2017, aprobó la
elaboración de los Libros Blancos que
Pemex realizaría para el cierre de la
Administración 2012-2018, dentro de los
que se encuentra el de Reconocimiento
en su justo valor económico de las
inversiones de Pemex afectadas como
resultado del proceso de adjudicación de
asignaciones para llevar a cabo las
actividades de exploración y extracción
denominado Ronda Cero.
El Decreto por el que se reforman y
adicional diversas disposiciones de la
Constitución Política de los Estados
Unidos Mexicanos, en materia de energía,
publicado el 20 de diciembre de 2013 en
el Diario Oficial de la Federación,
estableció en el Transitorio Sexto lo
siguiente:
La Secretaría del ramo en materia de
Energía, con la asistencia técnica de la
Comisión Nacional de Hidrocarburos, será
la encargada de adjudicar a Pemex las
asignaciones a que se refiere el párrafo
séptimo del artículo 27 de esta
Constitución.
El organismo deberá someter a
consideración de la Secretaría del ramo en
materia de Energía la adjudicación de las
áreas en exploración y los campos que
estén en producción, que esté en
capacidad de operar, a través de
asignaciones. Para lo anterior, deberá
acreditar que cuenta con las capacidades
técnicas, financieras y de ejecución
necesarias para explorar y extraer los
hidrocarburos de forma eficiente y
P á g i n a | 3 4
competitiva. La solicitud se deberá
presentar dentro de los noventa días
naturales siguientes a la entrada en vigor
del presente Decreto.
La Secretaría del ramo en materia de
Energía revisará la solicitud, con la
asistencia técnica de la Comisión Nacional
de Hidrocarburos, y emitirá la resolución
correspondiente dentro del plazo de
ciento ochenta días naturales posteriores
a la fecha de la solicitud de Pemex,
estableciendo en la misma la superficie,
profundidad y vigencia de las
asignaciones procedentes. Lo anterior
tomando en cuenta, entre otros, los
siguientes aspectos:
a) Para asignaciones de exploración de
hidrocarburos: en las áreas en las que, a la
fecha de entrada en vigor del presente
Decreto, Pemex haya realizado
descubrimientos comerciales o
inversiones en exploración, será posible
que, con base en su capacidad de
inversión y sujeto a un plan claramente
establecido de exploración de cada área
asignada, continúe con los trabajos en un
plazo de tres años, prorrogables por un
período máximo de dos años en función
de las características técnicas del campo
de que se trate y del cumplimiento de
dicho plan de exploración, y en caso de
éxito, que continúe con las actividades de
extracción. De no cumplirse con el plan de
exploración, el área en cuestión deberá
revertirse al Estado.
b) Para asignaciones de extracción de
hidrocarburos: Pemex mantendrá sus
derechos en cada uno de los campos que
se encuentren en producción a la fecha de
entrada en vigor del presente Decreto.
Deberá presentar un plan de desarrollo de
dichos campos que incluya descripciones
de los trabajos e inversiones a realizar,
justificando su adecuado
aprovechamiento y una producción
eficiente y competitiva.
Para la determinación de las
características establecidas en cada
asignación de extracción de
hidrocarburos se considerará la
coexistencia de distintos campos en un
área determinada. Con base en lo
anterior, se podrá establecer la
profundidad específica para cada
asignación, de forma que las actividades
extractivas puedan ser realizadas, por
P á g i n a | 3 5
separado, en aquellos campos que se
ubiquen en una misma área pero a
diferente profundidad, con el fin de
maximizar el desarrollo de recursos
prospectivos en beneficio de la Nación.
En caso de que, como resultado del
proceso de adjudicación de asignaciones
para llevar a cabo las actividades de
exploración y extracción del petróleo y de
los hidrocarburos sólidos, líquidos o
gaseosos a que hace mención este
transitorio, se llegaran a afectar
inversiones de Pemex, éstas serán
reconocidas en su justo valor económico
en los términos que para tal efecto
disponga la Secretaría del ramo en
materia de Energía. El Estado podrá
determinar una contraprestación al
realizar una asignación. Las asignaciones
no podrán ser transferidas sin aprobación
de la Secretaría del ramo en materia de
Energía.
Pemex podrá proponer a la Secretaría del
ramo en materia de Energía, para su
autorización, la migración de las
asignaciones que se le adjudiquen a los
contratos a que se refiere el artículo 27,
párrafo séptimo, de esta Constitución.
Para ello, la Secretaría del ramo en
materia de Energía contará con la
asistencia técnica de la Comisión Nacional
de Hidrocarburos.
En la migración de las asignaciones a
contratos, cuando Pemex elija contratar
con particulares, a fin de determinar al
particular contratista, la Comisión
Nacional de Hidrocarburos llevará a cabo
la licitación en los términos que disponga
la ley. La ley preverá, al menos, que la
Secretaría del ramo en materia de Energía
establezca los lineamientos técnicos y
contractuales, y que la Secretaría del
ramo en materia Hacendaria será la
encargada de establecer las condiciones
fiscales. En estos casos, la administración
del contrato estará sujeta a las mismas
autoridades y mecanismos de control que
aplicarán a los contratos suscritos por el
Estado.
Con la finalidad de dar cumplimiento a lo
dispuesto por el referido Transitorio, en el
Decreto por el que se expide la Ley de
Ingresos de la Federación para el ejercicio
fiscal de 2016, publicado el 18 de
noviembre de 2015 en el Diario Oficial de
P á g i n a | 3 6
la Federación, el artículo transitorio
Décimo Segundo estableció lo siguiente:
Décimo Segundo. A fin de dar
cumplimiento a lo ordenado por el quinto
párrafo del Sexto Transitorio del Decreto
por el que se reforman y adicionan
diversas disposiciones de la Constitución
Política de los Estados Unidos Mexicanos,
en Materia de Energía, publicado el 20 de
diciembre de 2013 en el Diario Oficial de
la Federación, la Secretaría de Energía
deberá emitir los lineamientos con los
términos a que se refiere el citado
Transitorio a más tardar el último día de
febrero de 2016. Dichos lineamientos
preverán que en caso de que Pemex
identifique una posible afectación en sus
inversiones, ésta deberá incluirse en los
estados financieros dictaminados de
dicha empresa productiva del Estado
correspondientes al ejercicio fiscal 2015.
Los lineamientos también preverán que
Pemex deberá presentar su solicitud a
más tardar dentro de los ciento veinte
días naturales posteriores a la emisión de
los mismos. La Secretaría de Energía
podrá solicitar a Pemex las aclaraciones
pertinentes, incluyendo información
adicional. Los lineamientos dispondrán
que, una vez que la Secretaría de Energía
determine que cuenta con la información
suficiente para analizar la solicitud de
Pemex, resolverá lo conducente en un
plazo no mayor a sesenta días naturales.
Dicha resolución deberá contener, al
menos, la determinación del justo valor
económico de las inversiones afectadas y
los mecanismos específicos a través de los
cuales se realizará la contraprestación
que en su caso corresponda, atendiendo
en todo momento al marco presupuestal
para el año fiscal correspondiente, con la
opinión previa favorable de la Secretaría
de Hacienda y Crédito Público.
En todo caso, y de acuerdo al
procedimiento establecido en el párrafo
anterior, la contraprestación que reciba
Pemex, durante el ejercicio fiscal 2016
será de al menos, el justo valor económico
correspondiente a sus inversiones que
hayan resultado afectadas con motivo de
las adjudicaciones de contratos para la
exploración y extracción de hidrocarburos
efectuadas por la Comisión Nacional de
Hidrocarburos derivados de las
licitaciones CNH-R01-L01/2014, CNH-R01-
L02/2015 y CNH-R01-L03/2015, realizadas
durante el ejercicio fiscal 2015. Para este
P á g i n a | 3 7
efecto y de conformidad con lo
establecido en el artículo 7 de la presente
Ley, la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público podrá autorizar a Pemex a deducir
de los pagos provisionales mensuales
correspondientes a los meses de octubre,
noviembre y diciembre de 2016, un tercio
del justo valor económico determinado
en las áreas correspondientes por la
Secretaría de Energía en la resolución a
que hace mención el primer párrafo del
presente transitorio, de las inversiones
afectadas.
El 1 de marzo del 2016, la Secretaría de
Energía, a través de Subsecretaría de
Hidrocarburos, notificó a la Dirección
General de Pemex la expedición, el 29 de
febrero de ese mismo año; de los
Lineamientos Secretaría de Energía, los
cuales tenían como objeto establecer los
términos a través de los cuales esa
Secretaría reconocería en su justo valor
económico las inversiones de Pemex,
afectadas como resultado del
procedimiento de Ronda Cero.
OBJETIVO DEL LIBRO BLANCO REFERENTE AL PROCEDIMIENTO DENOMINADO RECONOCIMIENTO EN SU JUSTO VALOR ECONÓMICO DE LAS INVERSIONES DE PEMEX AFECTADAS COMO RESULTADO DEL PROCESO DE ADJUDICACIÓN DE ASIGNACIONES PARA LLEVAR A CABO LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DENOMINADO RONDA CERO
El Libro Blanco que se presenta contiene la
información más relevante relacionada con
las acciones que Pemex llevo a cabo a fin de
identificar las inversiones que fueron
afectadas como resultado del
procedimiento de Ronda Cero, a fin de que
estas fueran reconocidas en su justo valor
económico en los términos que dispusiera la
Secretaría del ramo en materia de Energía,
derivado de la emisión del Decreto por el
que se reforman y adicionan diversas
disposiciones de la Constitución Política de
los Estados Unidos Mexicanos, en Materia
de Energía.
Por lo tanto, este Libro Blanco pretende ser
principalmente un documento de consulta
pública al que tenga acceso cualquier
persona interesada en conocer las acciones
realizadas por esta Empresa Productiva del
Estado.
P á g i n a | 3 9
III. Antecedentes
Pemex se creó el 7 de junio de 1938 y comenzó a operar a partir del 20 de
julio de 1938, mediante el Decreto del Congreso de la Unión por el cual se
nacionalizaron todas las compañías extranjeras que entonces operaban en
México.
Hasta antes del 21 de diciembre del 2013 Pemex se constituía como un
organismo descentralizado con fines productivos, personalidad jurídica y
patrimonio propios, con domicilio en el Distrito Federal, que tenía por objeto
llevar a cabo las actividades que le correspondían en exclusiva al Estado en
el área estratégica del petróleo, demás hidrocarburos y la petroquímica
básica, así como ejercer la conducción central y dirección estratégica de la
industria petrolera en México. Ello, conforme a la Ley de Pemex, publicada
en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2008 y la Ley
Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo,
publicada en el Diario Oficial de la Federación el 29 de noviembre de 1958, y
sus reglamentos. En cumplimiento al referido marco jurídico Pemex realizaba
sus actividades a través de 768 campos bajo al amparo de 666 asignaciones
petroleras.
De esos campos, 710 tenían reservas certificadas o en proceso de
certificación; de los cuales, 430 campos tuvieron producción durante 2013;
estos campos concentran 86% de las reservas 2P (21.4 MMMbpce) y 76 %
(33.5 MMMbpce) de las reservas 3P; 182 campos que antes de 2013 fueron
productores y contaban con reservas y 98 campos descubiertos en los años
P á g i n a | 4 0
previos que habían iniciado su desarrollo o están en diseño, o su reserva está en proceso
de certificación.7
El 20 de diciembre del 2013, fue publicado en el Diario Oficial de la Federación, el Decreto
que reforma y adiciona diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados
Unidos Mexicanos en Materia de Energía -artículos 25, 27 y 28- (Decreto de reforma),
transformando con ello, de manera sustantiva la participación de Pemex en el sector
hidrocarburos; es a partir de esta Reforma, que se apertura el mercado a la participación
de diversos operadores petroleros.
Con la Reforma, los referidos preceptos constitucionales establecieron respecto de las
actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, entre otros, los siguientes
principios:
◼ El sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que
se señalan en el artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución, manteniendo siempre
el Gobierno Federal la propiedad y el control sobre los organismos y empresas
productivas del Estado que en su caso se establezcan.
◼ Tratándose de la planeación y el control del sistema eléctrico nacional, y del servicio
público de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como de la exploración
y extracción de petróleo y demás hidrocarburos, la Nación llevará a cabo dichas
actividades en términos de lo dispuesto por los párrafos sexto y séptimo del artículo
27 de esta Constitución.
◼ Que con el propósito de obtener ingresos para el Estado que contribuyan al
desarrollo de largo plazo de la Nación, llevará a cabo las actividades de exploración
y extracción del petróleo y demás hidrocarburos mediante asignaciones a empresas
7 Solicitud que Pemex somete a consideración de la Secretaría de Energía para la adjudicación de áreas en exploración y campos en producción, a través de asignaciones, en términos del Transitorio Sexto. 21 de marzo de 2014. Ver: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/55594/Solicitud_de_campos_y_areas_de_Pemex_6oTransitorio.pdf, página 30 Anexo 8
P á g i n a | 4 1
productivas del Estado o a través de contratos con éstas o con particulares, en los
términos de la Ley Reglamentaria, y
◼ Que en las actividades citadas la ley establecerá las normas relativas a la
administración, organización, funcionamiento, procedimientos de contratación y
demás actos jurídicos que celebren las empresas productivas del Estado, así como
el régimen de remuneraciones de su personal, para garantizar su eficacia, eficiencia,
honestidad, productividad, transparencia y rendición de cuentas, con base en las
mejores prácticas, y determinará las demás actividades que podrán realizar.
El 11 de agosto de 2014 se publicó en el Diario Oficial de la Federación, entre otros
ordenamientos, la Ley de Pemex, en la que se establece que ésta es una empresa productiva
del Estado, de propiedad exclusiva del Gobierno Federal, con personalidad jurídica y
patrimonio propios y gozará de autonomía técnica, operativa y de gestión, conforme a lo
dispuesto en dicha Ley.
En ese sentido, los artículos Primero y Tercero transitorios de la Ley de Pemex establecieron
su entrada en vigor el día siguiente a que quedara designado el nuevo Consejo de
Administración de Pemex en términos de la misma y conforme al Transitorio Quinto de esa
Ley.
Derivado de lo anterior, Pemex se transformaría por ministerio de ley en una empresa
productiva del Estado, y conservaría su personalidad jurídica, así como la titularidad de
todos los bienes, derechos y obligaciones que le corresponden, excepto los explícitamente
señalados en la Ley de Hidrocarburos.
El 7 de octubre de 2014 se instaló el nuevo Consejo de Administración de Pemex, en su
sesión 878, mediante acuerdo CA-104/2014, por lo que a partir del día 8 de ese mes y año
se considera una empresa productiva del Estado.
No obstante el proceso de transformación en el que se encontraba Pemex, el propio
Decreto de reforma lo facultó para que en tanto se lleva a cabo esta transición, pudiera
P á g i n a | 4 2
recibir asignaciones y celebrar los contratos a que se refiere el párrafo séptimo del artículo
27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
En ese contexto jurídico, Pemex a través de su organismo subsidiario Pemex Exploración y
Producción, inicia su participación en el procedimiento denominado Ronda Cero.
Por tanto, en cumplimiento al mandato constitucional, Pemex sometió a consideración de
la Secretaría de Energía la solicitud para la adjudicación de 380 campos petroleros y 165
áreas para la exploración que se encontraba en capacidad de operar.
Como resultado de la referida solicitud, la SENER otorgó a Pemex 489 títulos de asignación
en los términos siguientes: 108 de exploración, 286 de extracción y 95 de resguardo. De los
títulos otorgados, los 95 de resguardo no fueron solicitados; sin embargo, fueron otorgados
por dicha dependencia, teniendo un impacto en la ubicación de infraestructura y pozos que
se operaban previamente al referido Decreto de Reforma.
En relación con el resultado del proceso denominado Ronda Cero y señalado en el párrafo
anterior, el Artículo Sexto Transitorio, párrafo quinto, del Decreto de Reforma se estableció
que: “En caso de que, como resultado del proceso de adjudicación de asignaciones (....) a
que hace mención este transitorio, se llegaran a afectar inversiones de Petróleos
Mexicanos, éstas serán reconocidas en su justo valor económico en los términos que para
tal efecto disponga la Secretaría del ramo en materia de Energía. El Estado podrá asignar
una contraprestación al hacer una asignación. (...)”
Considerando lo anterior, la LIF correspondiente al ejercicio fiscal 2016, estableció
directrices adicionales al respecto, y en cumplimiento a la Constitución y a la referida LIF, la
SENER, el 29 de febrero de 2016 emitió los Lineamientos que establecía el procedimiento
para el reconocimiento del justo valor.
P á g i n a | 4 3
IV. Marco normativo aplicable
a las acciones realizadas
durante la ejecución del
proyecto
CONSTITUCIÓN
Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de
Energía.
LEYES
◼ Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.
◼ Ley de Hidrocarburos.
◼ Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
◼ Ley de Pemex.
◼ Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.
◼ Ley del Impuesto sobre la Renta.
◼ Ley Federal Anticorrupción en Contrataciones Públicas.
◼ Ley Federal de las Entidades Paraestatales.
◼ Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.
◼ Ley Federal de Procedimiento Administrativo.
◼ Ley Federal de Responsabilidades Administrativas de los Servidores
Públicos.
P á g i n a | 4 4
◼ Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental.
◼ Ley General de Bienes Nacionales.
◼ Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.
DECRETOS
◼ Decreto por el que se expide la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal
de 2016.
◼ Decreto por el que se expide la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal
de 2017.
◼ Decreto por el que se expide la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal
de 2018.
CÓDIGO
◼ Código Fiscal de la Federación.
REGLAMENTOS
◼ Reglamento de la Ley Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.
◼ Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
◼ Reglamento de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
◼ Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas
◼ Reglamento de la Ley de Pemex.
◼ Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.
◼ Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.
◼ Reglamento de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública
Gubernamental.
◼ Reglamento Interior de la Secretaría de Energía.
P á g i n a | 4 5
◼ Reglamento Interior de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
◼ Reglamento Interior del Servicio de Administración Tributaria.
DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS
◼ Lineamientos que establecen los términos y el procedimiento del justo valor económico
de las inversiones de Pemex que se llegaran a afectar como resultado del proceso de
adjudicación de asignaciones para llevar a cabo actividades de exploración y extracción
de hidrocarburos.
◼ Acuerdo por el que se dan conocer los días de suspensión de labores de las unidades
administrativas de la Secretaría de Energía.
◼ Acuerdo por el que se establece el procedimiento para delimitar las áreas susceptibles
de adjudicarse a través de asignaciones.
◼ Decreto que tiene por objeto establecer la estructura, el funcionamiento y el control
de los organismos subsidiarios de Pemex.
◼ Resolución Miscelánea Fiscal para 2017 y 2018.
NORMATIVIDAD INTERNA APLICABLE A LA ORGANIZACIÓN OPERATIVA
◼ Estatuto Orgánico de Pemex.
◼ Acuerdo de Creación de la Empresa Productiva del Estado Subsidiaria de Pemex,
denominada Pemex Exploración y Producción, que emite el Consejo de Administración
de Pemex, de conformidad con los artículos 6, 13, fracción XXIX, 59, párrafo primero,
60, 62, fracción I, 70 y Transitorio Octavo, Apartado A, fracciones I y III de la Ley de
Pemex.
◼ Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción.
◼ Lineamientos para la Administración y Disposición de los Bienes Muebles e Inmuebles,
así como para la Adquisición de Bienes Inmuebles de Pemex y sus Empresas Productivas
Subsidiarias.
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◼ Políticas Generales de Administración y Disposición de Bienes Muebles e Inmuebles
de Pemex y sus Empresas Productivas Subsidiarias.
◼ Procedimientos para la Administración y Disposición de los Bienes Muebles e
Inmuebles, así como para la Adquisición de Bienes Inmuebles de Pemex y sus
Empresas Productivas Subsidiarias.
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V. Vinculación del proyecto
con el Plan Nacional de
Desarrollo y Programas
Sectoriales
VINCULACIÓN CON EL PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2013-2018
El Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 fue publicado en el Diario Oficial
de la Federación (DOF) el 20 de mayo de 2013. De acuerdo con el artículo 26
de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, habrá un Plan
Nacional de Desarrollo 2013-2018 que se sujetarán obligatoriamente los
programas de la Administración Pública Federal. Dicho Plan estableció cinco
ejes: México en Paz, México Incluyente, México con Educación de Calidad,
México Próspero y México con Responsabilidad Global.
El reconocimiento en su justo valor económico de las inversiones de Pemex
afectadas como resultado del proceso de Ronda Cero se encuentra alineado,
al igual que este último, al eje México Próspero en su siguiente objetivo,
estrategia y líneas de acción:
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Figura 1. Plan Nacional de Desarrollo / Eje 4. México Próspero
Fuente: Pemex Exploración y Producción
En el diagnóstico realizado en materia de energía en el marco del Plan Nacional de
Desarrollo 2013-2018 se menciona que: El uso y suministro de energía son esenciales para
las actividades productivas de la sociedad. Su escasez derivaría en un obstáculo para el
desarrollo de cualquier economía y enfatiza: En México, la producción de energía primaria
registró una disminución promedio anual de 0.3% entre 2000 y 2011, mientras que el
consumo de energía creció a un promedio anual de 2.1% en el mismo periodo. Por tanto,
se deben redoblar esfuerzos para que el país siga siendo superavitario en su balanza de
energía primaria más allá del año 2020.
Asimismo, Pemex alinea su actividad con los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo 2013-
2018 a través de su plan de negocios. En él se definen las estrategias basadas en la situación
de la empresa y en los cambios del entorno internacional y ámbito nacional.
P á g i n a | 4 9
En particular, como se muestra en el diagrama 5.1 Plan Nacional de Desarrollo / Eje 4.
México Próspero, Pemex Exploración y Producción contribuye al siguiente objetivo y
estrategia:
4.6 Abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de
la cadena productiva.
4.6.1, Asegurar el abasto de petróleo crudo, gas natural y petrolíferos que demanda el país,
en las siguientes líneas de acción.
También, se contempla la alineación de las estrategias definidas transversalmente en el
Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018:
◼ Democratizar la Productividad;
◼ Gobierno Cercano y Moderno; y
◼ Perspectiva de Género.
VINCULACIÓN CON EL PROGRAMA SECTORIAL DE ENERGÍA 2013-2018
El Programa Sectorial de Energía (PROSENER) 2013-2018 fue publicado en el Diario Oficial
de la Federación el 13 de diciembre de 2013. El objetivo del Programa es, orientar las
acciones a la solución de los obstáculos que limiten el abasto de energía, para promover la
construcción y modernización de la infraestructura del sector y la modernización
organizacional, tanto de la estructura y regulación de las actividades energéticas, como de
las instituciones y empresas del Estado.
Como se mencionó en el apartado anterior, Pemex Exploración y Producción contribuye
con el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 a través del objetivo 4.6 Abastecer de energía
al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva, y su
estrategia 4.6.1 Asegurar el abasto de petróleo crudo, gas natural y petrolíferos que
demanda el país…, los cuales están alineados con el Programa Sectorial de Energía 2013-
2018; mediante su Objetivo 1: Optimizar la capacidad productiva y de transformación de
P á g i n a | 5 0
hidrocarburos, asegurando procesos eficientes y competitivos; el cual contempla las
siguientes estrategias:8
1.1 Fortalecer a las empresas productivas en materia de hidrocarburos.
1.2 Contar con un marco regulatorio y normativo que propicie las mejores
prácticas e incentive la inversión.
1.3 Ampliar la cartera sustentable de reservas petroleras.
1.4 Elevar la productividad en la extracción de petróleo crudo y productos
asociados.
1.5 Incrementar la producción de gas natural seco y húmedo.
1.6 Optimizar la capacidad productiva en el procesamiento de gas natural y
refinados.
1.7 Desarrollar el máximo potencial de la petroquímica nacional con base en las
cadenas de mayor valor económico.
El Programa Sectorial de Energía estableció objetivos, estrategias y líneas de acción para la
administración energética del país, a las que se encuentran alineadas las acciones
emprendidas para el reconocimeinto en su justo valor económico de las inversiones de
Pemex afectadas como resultado del proceso de Ronda Cero, y dichos objetivos, estrategias
y líneas de acción son las siguientes:
8 Programa Sectorial de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de diciembre de 2013. http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5326587&fecha=13/12/2013 Anexo 10
P á g i n a | 5 1
Figura 2. Objetivos del Programa Sectorial de Energía 2013-2018.9
Fuente: Pemex Exploración y Producción
9 Idem
Objetivo 1. Optimizar la capacidad productiva y de transformación de hidrocarburos, asegurando procesos eficientes y competitivos.
Objetivo 3. Desarrollar la infraestructura de transporte que permita fortalecer la seguridad de la provisión de energéticos, contribuyendo al crecimiento económico.
Objetivo 5. Ampliar la utilización de fuentes de energías limpias y renovables, promoviendo la eficiencia energética y la responsabilidad social y ambiental.
Objetivo 6. Fortalecer la seguridad operativa, actividades de apoyo, conocimiento, capacitación, financiamiento y proveeduría en las distintas industrias energéticas nacionales.
P á g i n a | 5 2
Tabla 1. Líneas de Acción Estratégicas Transversales del Programa Sectorial de Energía 2013-2018: Democratizar la productividad10
Fuente: Pemex Exploración y Producción
10 Idem
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Tabla 2. Líneas de Acción Estratégicas Transversales del Programa Sectorial
Fuente: Pemex Exploración y Producción
P á g i n a | 5 4
El proceso de reconocimiento en su justo valor económico de las inversiones de Pemex
afectadas como resultado del proceso de adjudicación de asignaciones para llevar a cabo
las actividades de exploración y extracción denominado Ronda Cero, es el mecanismos
complementario para alcanzar el fin último de dicho proceso: el fortalecimiento de Pemex
y el mantenimiento de su papel estratégico dentro de la industria petrolera nacional, ya que
dicho fortalecimiento y papel estrategico no se vislumbra sin un mecanismo por el que el
Estado reconozca la inversión realizada por la Empresa Estatal durante tantos años que
mantuvo el monopolio de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en
la industria nacional.
Es decir, dicho mecanismo de compensación por las inversiones en diversos activos que en
su momento Pemex realizó y que se vieron afectadas por el procedimiento denominado
Ronda Cero, contribuye a los objetivos del PND y Programa Sectorial de Energía al aportar
recursos a Pemex que le permitan cumplir con sus actividades y fines como empresa
productiva del Estado.
Pemex no obtuvo todas las áreas en exploración ni los campos en producción solicitados en
Ronda Cero y realizó las acciones solicitadas por SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público a fin de obtener la resolución reacionada con la Solicitud de Posible Afectación antes
mencionada, así como para obtener el pago de la contraprestación determinada en su
momento por la Secretaría de Energía.
P á g i n a | 5 5
VI. Síntesis ejecutiva del
proyecto
RECONOCIMIENTO DEL JUSTO VALOR ECONÓMICO
BREVE DESCRIPCIÓN CRONOLÓGICA
El 20 de diciembre del 2013, fue publicado en el Diario Oficial de la Federación,
el Decreto de Reforma, transformando con ello, de manera sustantiva la
participación de Pemex en el sector hidrocarburos; es a partir de esta Reforma,
que se apertura el mercado a la participación de diversos operadores
petroleros.
Pemex y sus organismos subsidiarios comienzan su transformación en una
Empresa Productivas del Estado (EPE).
El Decreto de reforma, en los artículos 25, 27 y 28 estableció respecto de las
actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, entre otros, lo
siguiente:
◼ Que el sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas
estratégicas que se señalan en el artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución,
manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad y el control sobre los
organismos y empresas productivas del Estado que en su caso se establezcan, y
P á g i n a | 5 6
◼ Que con el propósito de obtener ingresos para el Estado que contribuyan al desarrollo
de largo plazo de la Nación, llevará a cabo las actividades de exploración y extracción
del petróleo y demás hidrocarburos mediante asignaciones a empresas productivas del
Estado o a través de contratos con éstas o con particulares, en los términos de la Ley
Reglamentaria.
Respecto lo anterior, el artículo Sexto Transitorio del Decreto de reforma dispusó el proceso
mediante el cual la Secretaría de Energía, con asistencia de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos adjudicaría a Pemex las asignaciones a que se refiere el párrafo séptimo del
artículo 27, dentro del procedimiento denominado Ronda Cero.
El resultado del procedimiento denominado Ronda Cero, en el que Pemex solicitó 165 áreas
en exploración y 380 campos en producción, fue la adjudicación por parte de Secretaría de
Energía a Pemex, con la opinión técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos11, de las
áreas de asignación señaladas en los oficios números: 500.-285/14, 500.-328/14 y 500.-
330/14, de los días 4 y 12 de septiembre de 2014, emitidos por la Secretaría de Energía.
El 1 de marzo de 2016, se recibieron en la Dirección General de PEMEX, los Lineamientos
SENER.
El 28 de junio de 2016 PEMEX, por conducto de la Dirección Jurídica presentó a la SENER 92
solicitudes de posible afectación por 68,391,775.0 miles de pesos , dentro de los 120 días
naturales posteriores a la emisión de los Lineamientos. Dichas solicitudes de posible
afectación incluyeron las áreas en exploración y campos en producción incluidos en la
Solicitud de “Ronda Cero” por Pemex, y que no se otorgaron en las asignaciones adjudicadas
por la secretaría en dicha Ronda.
11 Resolución CNH.08.004/14 Por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite su evaluación Técnica respecto de los campos solicitados por Pemex en cumplimiento al Transitorio Sexto, del Decreto que reforma y adiciona diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía (ver sección XI).
P á g i n a | 5 7
La SENER en seguimiento a las etapas del procedimiento establecido en sus Lineamientos
requirió a Pemex el 28 de julio de 2016 información adicional, para su presentación el día
26 de agosto de 2016; termino en el cual PEP dio atención a la prevención, sin embargo
dicha dependencia 5 de las 92 solicitudes de inversiones afectadas por no atender a
satisfacción de la misma la referida prevención; la SENER, el 8 de septiembre de 2016,
sometió a consideración de la SHCP la información proporcionada por PEP, a fin de que dicha
dependencia se pronunciara sobre la suficiencia de la misma. Cabe señalar que PEP dejó a
salvo los derechos para presentar nuevamente la solicitud de las 5 solicitudes cuyas
prevenciones la SENER no tuvo por desahogadas satisfactoriamente, en términos de los
Lineamientos emitidos por la SENER.
PLANEACIÓN
Como se señaló anteriormente, y derivado del procedimiento denominado Ronda Cero, en
septiembre de 201412, la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía notificó
a Pemex la entrega de diversos títulos de asignación correspondientes a 286 de extracción,
108 de exploración, así como 95 títulos de asignación de resguardo, para un total de 489
títulos de asignación otorgados a Pemex con motivo del citado procedimiento.
El 29 de febrero de 2016, la SENER emitió los Lineamientos SENER (Ver sección XI)
notificándoselos a PEMEX el 1 de marzo del mismo año. A través de dichos Lineamientos,
esa dependencia indicó a PEMEX el procedimiento a seguir para elaborar la Solicitud de
Posible Afectación de cada una de las áreas en exploración y campos en producción
solicitadas y no otorgadas en el procedimiento denominado “Ronda Cero”
12 Oficios números: 500.-285/14, 500.-328/14 y 500.-330/14, de los días 4 y 12 de septiembre de 2014.
P á g i n a | 5 8
Figura 3. Mapa con los Títulos de Asignación adjudicados a Pétroleos Mexicanos13
Fuente: Pemex Exploración y Producción
De acuerdo a dichos Lineamientos, la Secretaría de Energía definió al Justo Valor Económico
como la medida de valoración que pudiera considerar, entre otros factores, el valor de
mercado, el valor en libros, la vida útil o el rendimiento esperado de una inversión.
En este contexto, a continuación se presenta brevemente la secuencia de actividades que
llevó a cabo Pemex Exploración y Producción, para acreditar el justo valor económico de los
activos involucrados dentro de los campos en producción y áreas en exploración no
otorgados en el procedimiento denominado Ronda Cero, así como las asignaciones de
resgurado licitadas a través de la denominada Ronda 1, con la finalidad de determinar las
inversiones que se vieron afectadas y, que requieren de la elaboración de una solicitud para
13 Fuente: shapefile Pemex -CNH.
P á g i n a | 5 9
el reconocimiento de su justo valor económico, en el marco de los Lineamientos Secretaría
de Energía:
1. Identificación de activos para el reconocimiento del justo valor económico. Pemex
identificó los activos que formaban parte de las áreas de exploración y campos en
producción no otorgados entre los cuales se identificaron: pozos, líneas de descarga,
ductos e instalaciones petroleras.
2. Revisión por parte de las Subdirecciones de producción sobre la existencia y estado
de los activos. Los activos fueron validados entre la Subdirección de Administración
Patrimonial de Pemex y las Subdirecciones de Producción de Pemex Exploración y
Producción.
3. Determinación del valor contable y fiscal. Conforme los criterios emitidos por la
Secretaría de Energía en sus Lineamientos, para esta fase se determinaron los
valores contables y fiscales aplicando las metodologías implementadas por Pemex y
criterios como el de la Metodología de Esfuerzos Exitosos.
4. Procedencia para la presentación de la solicitud. El área jurídica de Pemex verificó
la procedencia para acreditar el justo valor económico y realizó la solicitud a la
Secretaría de Energía a través de 92 oficios dirigidos a esa dependencia.
5. Seguimiento a la solicitud. Pemex atendió los requerimientos de información
realizados por la Secretaría de Energía y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público,
para continuar con la tramitación de las Solicitudes de Posible Afectación
presentadas ante la Secretaría de Energía.
6. Ejecución de la resolución. Una vez emitida la resolución correspondiente por la
Secretaría de Energía, realizar las gestiones ante la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público para obtener el pago de la cantidad reconocida como justo valor económico.
7. Seguimiento a las acciones pendientes por realizar para alcanzar el reconocimiento
del justo valor de las inversiones de Pemex. afectadas como resultado del proceso
P á g i n a | 6 0
de Ronda Cero y en cumplimiento al mandato constitucional establecido en el
artículo Sexto Transitorio del Decreto de reforma.
EJECUCIÓN
Pemex, en cumplimiento de los Lineamientos Secretaría de Energía, realizó un análisis de
los campos en producción y de las áreas en exploración no otorgadas por la Secretaría de
Energía en el procedimiento denominado Ronda Cero, y derivado de ese análisis elaboró las
Solicitudes de Posible Afectación correspondientes.
Al efecto, el 28 de junio de 2016 Pemex presentó a la Secretaría de Energía 92 Solicitudes
de Posible Afectación por la cantidad de 68,391,775 M$, dentro de los 120 días naturales
posteriores a la emisión de los Lineamientos Secretaría de Energía.14
Como parte del procedimiento, Pemex atendió las prevenciones y requerimientos de
información realizados por la Secretaría de Energía y la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público.
El 7 de septiembre la Secretaría de Energía desechó 5 de las 92 Solicitudes presentadas por
Pemex. Derivado de dichas acciones por parte de las dependencias de referencia, el monto
de las Solicitudes presentadas por Pemex se disminuyó a 21,254,643.8 M$ al 26 de agosto
de 2016 y a la cantidad de 18,331,574.4 M$ al 14 de octubre de 2016.15 Cabe señalar que
PEP dejó a salvo los derechos para presentar nuevamente las 5 solicitudes en las que la
SENER no tuvo por desahogadas satisfactoriamente las prevención correspondientes, en
términos de los Lineamientos emitidos por la SENER.
14 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx y expedientes correspondientes a las 92 solicitudes (Ver sección XI). 15 Ídem
P á g i n a | 6 1
Con base en la opinión favorable emitida por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, el
27 de enero y 9 de febrero de 2017, la Secretaría de Energía notificó a Pemex las
resoluciones relativas a la determinación del justo valor económico de las 56 solicitudes
(145 activos) por un monto de 2,186,963.1 M$, 1,668,566.9 M$ el 27 de enero de 2017 y
518,396.2 M$, el 9 de febrero de 2017), de un total de 11,696,783.3 M$, (391 activos); es
decir, no se le reconocieron a Pemex 9,419,979.5 M$, de los cuales 7,741,438.7 M$, el 82%,
correspondieron a pozos inactivos, y 1,678,540.8 M$, el 18%, a activos de los que Pemex
Exploración y Producción conserva los derechos y mantiene en operación.16
Asimismo, en las fechas antes señaladas 31 de las 87 Solicitudes de Posible Afectación
quedaron pendientes de resolución las correspondientes a la licitación 3 de la Ronda 1 de
la Comisión Nacional de Hidrocarburos, ya que se debía esperar el acta final de entrega-
recepción entre los contratistas ganadores.17
De acuerdo con el Oficio No. 349-B-1396 del 23 de noviembre de 2017 de la SHCP, dirigido
a la Dirección de Finanzas de Pemex, las Solicitudes de Posible Afectación correspondientes
a la licitación núm. CNH‐R01‐ L02/2015 fueron negadas por la Secretaría de Energía en 2017,
mediante el Oficio No. 521.DGEEH.510/17, de fecha 27 de septiembre de 2017; el diverso
señalado niega la existencia de inversiones afectadas en las Solicitudes de Posible
Afectación correspondientes a la licitación señalada.18
SEGUIMIENTO
Una vez emitidas las 56 resoluciones por la Secretaría de Energía en los días 27 de enero y
9 de febrero de 2017, Pemex procedió a realizar las gestiones ante la Secretaría de Hacienda
16 Ídem 17 Ídem 18 En el oficio No. 349-B-1396 del 23 de noviembre de 2017, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) refiere que la Secretaría de Energía envió el 27 de septiembre de ese año a esa dependencia oficio en el que se indica que se negarían a Pemex las Solicitudes de Posible Afectación presentadas por Pemex en relación con las áreas contractuales incluidas en la licitación 2 de la Ronda 1 (Ver sección XI).
P á g i n a | 6 2
y Crédito Público para obtener el pago de las cantidades reconocidas como justo valor
económico.19
Asimismo, se realizaron las acciones correspondientes para entregar a la Secretaría de
Energía las actas de entrega recepción finales de la licitación 3 de la Ronda 1, a efecto de
que esa dependencia continúe con el trámite de las Solicitudes de Posible Afectación que
quedaron pendientes.20
Por último, se realizan las acciones para presentar de nueva cuenta las Solicitudes de Posible
Afectación rechazadas y negadas por la Secretaría de Energía.
19 Expedientes de las solicitudes presentadas. 20 Ídem.
P á g i n a | 6 3
VII.Acciones realizadas
A continuación se presentan las principales decisiones y acciones realizadas
por Pemex para el reconocimiento del justo valor económico por la
Secretaría de Energía:
El 4 de marzo de 2014, mediante el oficio número 100.2014.-43, suscrito por
el Secretario de Energía y recibido en Pemex se específicó la información que
la Secretaría de Energía requería respecto de las áreas de exploración y los
campos petroleros que Pemex decidiera solicitar de acuerdo al artículo Sexto
Transitorio del Decreto de reforma.
El 14 de marzo de 201421, con fundamento en las entonces vigentes Ley de
Pemex, su Reglamento y el Estatuto Orgánico de Pemex, el Consejo de
Administración instruyó al Director General de Pemex, previa opinión
favorable del Comité de Estrategia e Inversiones, a someter a consideración
de la Secretaría de Energía, la solicitud para la adjudicación de las áreas de
exploración y los campos que estaban en producción; conforme al Artículo
Sexto Transitorio del Decreto de reforma publicado en el Diario Oficial de la
Federación el 20 de diciembre de 2013.
El 21 de marzo de 2014, cumpliendo en tiempo y forma con lo establecido en
el artículo Sexto Transitorio del citado Decreto, Pemex presentó ante
Secretaría de Energía mediante oficio DG-053/2014 la solicitud para la
adjudicación de áreas en exploración y campos en producción, como
21 Consejo de Administración de Pemex, Sesión 868 Extraordinaria, 14 de marzo de 2014. Acuerdo CA-021/2014. Anexo 11
P á g i n a | 6 4
parte del procedimiento denominado Ronda Cero. El listado de asignaciones otorgadas se
puede observar en la sección XI del presente libro, a través de los oficios números: 500.-
285/14, 500.-328/14 y 500.-330/14, de los días 4 y 12 de septiembre de 2014 emitidos por
la Secretaría de Energía.
La Secretaría de Energía revisó la solicitud presentada por Pemex, con la asistencia técnica
de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y el 13 de agosto de 2014, dicha Secretaría se
pronunció sobre el requerimiento de áreas en exploración y campos en producción que
Pemex sometió a su consideración el 21 de marzo de ese año.22
Al respecto se destaca que el pronunciamiento de Secretaría de Energía fue únicamente por
las áreas de Asignación que consideró procedente otorgar a Pemex. Es decir, no efectuó
una negativa expresa sobre las áreas en exploración y los campos en producción solicitados
por Pemex, ello, debido a la delimitación de las áreas en exploración y campos en
producción que efectuó Secretaría de Energía conforme al Acuerdo por el que se estableció
el procedimiento para delimitar las áreas susceptibles de adjudicarse a través de
asignaciones, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 12 de agosto de 2014.
Mediante los oficios números 500.-285/14 del 4 de septiembre de 2014, así como 500.-
328/14 y 500.-330/14 del 12 de septiembre de 2014, la Subsecretaría de Hidrocarburos de
la Secretaría de Energía hace la entrega a Pemex de un total de 489 títulos correspondientes
a las asignaciones otorgados a ésta con motivo del procedimiento denominado Ronda Cero,
en los términos siguientes: 302 títulos de asignación, correspondientes a 238 áreas de
extracción y 64 áreas de exploración; 92 títulos de asignación, que incluyeron 48 de
extracción y 44 de exploración; así como 95 títulos de asignación para extracción,
respectivamente. Con este acto para Pemex da incio al procedimiento del reconocimiento
del justo valor.
22 Ver documento denominado Resultado de la Ronda Cero, Ver enlace: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/55586/Documento_WEB_Ronda_CeroSSH.pdf Anexo 12
P á g i n a | 6 5
En tanto la Secretaría del Ramo emitía los Lineamientos que establecerían el procedimiento
específico mediante el cual se llevaría a cabo el reconocimiento del justo valor económico
de las inversiones de Pemex afectadas como resultado del procedimiento denominado
Ronda Cero, Pemex realizó las siguientes acciones:
◼ Mediante oficio SPE-015-2015 del 16 de enero de 2015, Pemex indicó que como
resultado del proceso de Ronda Cero hubo campos petroleros no otorgados a una
empresa productiva del Estado ni a Pemex, los cuales son campos maduros con
pozos e instalaciones en operación, y que previo al Decreto de reforma se realizaban
en ellos actividades de mantenimiento con cargo al presupuesto de Pemex, por lo
que para dar cumplimiento al Decreto de reforma, así como para obtener certeza
jurídica respecto de la operación de pozos en los que Pemex no contaba con la
autorización para realizar trabajos, Pemex Exploración y Producción, solicitó a la
Secretaría de Energía establecer mecanismos, procesos y protocolos a seguir para
dar cumplimiento al párrafo séptimo del artículo Sexto Transitorio del Decreto de
reforma, y garantizar la transición con observancia a la regulación existente.
◼ Mediante oficio PEP-DG-87-2015 del 12 de marzo de 2015, en cumplimiento al
quinto párrafo del artículo Sexto transitorio del Decreto de reforma, y a fin de
atender el acuerdo CA-150/2014 del Consejo de Administración de Pemex
(CAPEMEX), Pemex hizo del conocimiento de esa dependencia lo siguiente:
◼ Pemex realizó análisis de impacto financiero por la afectación de sus inversiones.
◼ Se presentó en la sesión 885 extraordinaria del Consejo de Administración de Pemex
dicho análisis.
◼ El Consejo de Administración de Pemex tomó conocimiento del informe de impacto
financiero de los activos no asignados y asignados temporalmente, y que la
administración de Pemex llevaría a cabo las gestiones para solicitar a Secretaría de
Energía el reconocimiento de las afectaciones a las inversiones realizadas en
aquellos activos no asignados, así como los asignados temporalmente.
P á g i n a | 6 6
Por lo anterior, se solicitó a la Secretaría de Energía que la afectación de las inversiones de
Pemex sea reconocida en términos del artículo Sexto transitorio del Decreto de reforma.
a) Mediante oficio PEP-97-2015 del 20 de marzo de 2015, Pemex Exploración y
Producción hizo referencia a la consulta realizada a Pemex a través del diverso oficio
SPE-015-2015, y se señaló que Pemex manejaba producción de hidrocarburos en
algunos campos petroleros no asignados en Ronda Cero que Pemex tenía asignados
mediante los títulos de asignación petroleras correspondientes.
Por lo anterior, para dar certeza jurídica a Pemex, éste solicitó a Secretaría de
Energía que señalara las acciones que debía adoptar Pemex Exploración y
Producción en relación con las instalaciones en operación sin asignación, para
determinados aspectos, así como determinar los derechos y obligaciones de Pemex
y la situación jurídica de los campos en cuestión.
b) Asimismo, mediante oficio SPE-130-2015 del 27 de abril de 2015, Pemex señaló lo
siguiente:
i. Que venía realizando actividades en asignaciones que previo al Decreto de
reforma mantenía vigentes y en operación, y que no quedaron incluidas
dentro de los 489 títulos de asignación otorgados, por lo que se solicitó a la
Secretaría de Energía la revisión de las asignaciones no otorgadas en Ronda
Cero y la revisión de los campos con producción y no comprendidos en las
asignaciones otorgadas en Ronda Cero.
ii. Que Pemex Exploración y Producción continuó con sus operaciones en todas
las asignaciones vigentes.
iii. Que PEP se refirió adicionalmente a la solicitud realizada a la Secretaría de
Energía sobre otros campos que cuenten con producción y que no fueron
otorgados en Ronda Cero, y cuya producción se ha contabilizado para el techo
nacional de producción realizando los pagos fiscales correspondientes; por
P á g i n a | 6 7
tanto, era preciso dar certeza jurídica a Pemex para las actividades de
inspección y mantenimiento en esos campos, solicitando a la Secretaría de
Energía indicar el protocolo a seguir hasta el momento de licitar o asignar esos
campos.
iv. Por lo que solicitaba a Secretaría de Energía determinar los términos legales,
derechos y obligaciones de Pemex y resolver la situación jurídica respecto de
los campos anteriores.
c) Mediante oficio 512.DGEEH.225/15 del 1 de junio de 2015, la Secretaría de Energía
hizo referencia a los oficios SPE-015-2015, PEP-97-2015 y PEP-SPE-130-2015, de los
días 16 de enero, 23 de marzo y 27 de abril, todos de 2015, respectivamente, a
través de los cuales Pemex solicitó a esa dependencia se señalara las acciones que
debía adoptar Pemex Exploración y Producción en los campos donde manejaba
producción de hidrocarburos y que no fueron otorgados en el proceso establecido
en el artículo Sexto Transitorio del Decreto de reforma.
Al efecto, se señaló por dicha Secretaría que el Ejecutivo Federal, por conducto de
la Secretaría de Energía, podría otorgar de manera excepcional asignaciones a
Pemex u a otra empresa productiva del Estado, debiendo motivar que es el
mecanismo más adecuado para el interés del Estado en términos de producción y
garantía de abasto de hidrocarburos y el asignatario tuviera la capacidad técnica,
financiera y de ejecución para extraer hidrocarburos en forma eficiente y
competitiva.
Como consecuencia de lo anterior, en el oficio antes referido se establece que para
realizar una evaluación general de los campos con producción, así como aquellos
que Pemex tenía registro y no quedaron comprendidos en las asignaciones
otorgadas en el procedimiento denominado Ronda Cero, por lo que la Secretaría de
Energía solicitó a Pemex el catálogo electrónico con todos los campos petroleros del
país en el acervo histórico y operativo de Pemex, incluyendo sus características
P á g i n a | 6 8
principales (estado actual, producción acumulada, entre otros aspectos, y que los
archivos deberían estar en formato), Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
d) La Secretaría de Energía, mediante oficio 512.DGEEH.0233/15 del 8 de junio de
2015, solicitó a Pemex Exploración y Producción el envío de información al cierre de
diciembre de 2013 conforme a su valor en libros, por cada una de las áreas en
exploración y campos de producción, incluidos en la solicitud del 21 de marzo de
2014, que no fueron otorgados en asignación, consistente en:
◼ Activos fijos.
◼ Depreciación de dichos activos.
◼ Obligaciones asociadas con el retiro de propiedades, planta y equipo (NIF C-18).
◼ Pasivos ambientales.
◼ Pasivos sociales.
e) Mediante oficios 512.DGEEH.250/15 y 512.DGEEH.251/15, ambos del 16 de junio de
2015, la Secretaría de Energía solicitó a Pemex, en relación con el requerimiento
contenido en el diverso 512.DGEEH.225/15 del 1 de junio de 2015, el envío a esa
dependencia de un primer entregable correspondiente a 107 campos, así como de
un segundo por 81 campos, respectivamente.
f) Pemex Exploración y Producción, mediante oficios SPE-198-2015 y SPE-197-2015,
ambos de 2015, dio atención a los oficios 512.DGEEH.251/15 y 512.DGEEH.250/15
antes mencionados.
g) Asimismo, PEP, mediante oficio SPE-200-2015 del 25 de junio de 2015, anexó la
información solicitada mediante el oficio 512.DGEEH.225/15 del 1 de junio de 2015,
relativa a los campos en resguardo a esa fecha, incluyendo la relacionada a campos
con asignaciones en proceso de modificación y los que Pemex Exploración y
Producción, había solicitado a la Secretaría de Energía para ser asignados como
asignaciones petroleras.
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1. El 18 de noviembre de 2015 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el
Decreto por el que se expide la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio
fiscal de 2016, y en dicho Decreto en el Transitorio Décimo Primero se estableció
entre otros puntos, que siguiendo el procedimiento establecido en los Lineamientos
Secretaría de Energía la contraprestación que recibiría Pemex durante el ejercicio
fiscal 2016 sería de al menos, el justo valor económico correspondiente a sus
inversiones que hayan resultado afectadas con motivo de las adjudicaciones de
contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos efectuadas por la
Comisión Nacional de Hidrocarburos derivados de las licitaciones CNH-R01-
L01/2014, CNH-R01-L02/2015 y CNH-R01-L03/2015, realizadas durante el ejercicio
fiscal 2015.
2. La Secretaría de Energía emitió los lineamientos el 29 de febrero de 2016,
notificándoselos a Pemex el 1 de marzo del mismo año. A través de dichos
Lineamientos esa dependencia indicó a Pemex el procedimiento a seguir para
elaborar la solicitud de posible afectación de cada una de las áreas en exploración y
campos en producción solicitadas y no otorgadas bajó ningún título en el
procedimiento denominado Ronda Cero.
3. Con base en las disposiciones de los Lineamientos Secretaría de Energía, Pemex
realizó el análisis de los campos en producción y áreas en exploración no otorgadas
bajo ningún título por esa dependencia a Pemex, así como las relacionadas con el
justo valor económico correspondiente a sus inversiones que resultaron afectadas
con motivo de las adjudicaciones de contratos para la exploración y extracción de
hidrocarburos efectuadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos derivados de
las licitaciones CNH-R01-L01/2014, CNH-R01-L02/2015 y CNH-R01-L03/2015,
realizadas durante el ejercicio fiscal 2015, y determinó las solicitudes de posible
afectación a presentar.
A continuación, se describen los criterios de agrupación para la presentación de las
solicitudes de posible afectación:
P á g i n a | 7 0
a. Criterios de agrupación de áreas de exploración para el reconocimiento del justo
valor económico.
La Secretaría de Energía estableció en los Lineamientos que el justo valor económico
sería la medida de valoración que pudiera considerar, entre otros factores, el valor
de mercado, el valor en libros, la vida útil o el rendimiento esperado de una
inversión.
Considerando lo anterior y el resto de los criterios determinados por la Secretaría
de Energía a través de los Lineamientos, Pemex procedió a identificar en primer
término las áreas exploratorias que solicitó y que no se le otorgaron en Ronda
Cero23: Pemex solicitó 165 áreas de exploración, de las cuales se le otorgaron 107
con sus respectivos títulos de asignación, por lo que resultó un total de 58 áreas no
otorgadas. Al respecto se destaca que el área de exploración 081-2824 solicitada se
dividió en las asignaciones AE-0091-Cinturón Subsalino-09 y AE-0092 Cinturón
Subsalino-10.
Considerando las áreas que en su opinión se ubicaban en los supuestos establecidos
en los Lineamientos Secretaría de Energía, Pemex presentó la solicitud de posible
afectación de las 19 áreas de exploración que a continuación se mencionan: 090-56,
089-58, 088-61, 088-58, 077-048, 090-60, 084-059, 084-058, 080-056, 078-056, 078-
055, 078-048, 092-56, 088-56, 086-058, 087-057, 088-62, 090-55 y 091-52.25
Las 39 áreas de exploración cuyas solicitudes de posible afectación no fueron
presentadas por PEMEX ante SENER, de acuerdo con el análisis realizado por el área
23 La identificación de las áreas en exploración no otorgadas a Pemex resultó complicada debido a que a la delimitación de las áreas en exploración y campos en producción se modificó al momento que Secretaría de Energía aplicó el Acuerdo por el que se establece el procedimiento para delimitar las áreas susceptibles de adjudicarse a través de asignaciones, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del 12 de agosto de 2014. Ello, considerando que Pemex en Ronda Cero presentó la solicitud en términos de áreas en exploración y campos en producción. 24 Área de exploración: Cinturón Subsalino. 25 Oficios DJ-204-2016 a DJ-222-2016 del 28 de junio del 2016.
P á g i n a | 7 1
técnica competente, se trataba de áreas en las que no se localizaban pozos ni
posibilidades exploratorias, o bien los pozos que se encontraban en ellas eran
improductivos o no tenían asociada ninguna reserva.
b. Criterios de agrupación para el reconocimiento del justo valor económico de los
campos en extracción:
Al igual que respecto de las áreas de exploración, y aplicando los criterios
establecidos en los Lineamientos Secretaría de Energía, Pemex procedió a identificar
en primer término los Campos en producción que solicitó y que no se le otorgaron
en Ronda Cero, para posteriormente presentar las solicitudes de posible afectación
sobre los siguientes campos:
b.1 Campos solicitados no otorgados.
Pemex solicitó 380 campos26, y de los campos no otorgados por Secretaría
de Energía, Pemex determinó de conformidad con los Lineamientos SENER
presentar las solicitudes de posible afectación en los siguientes campos:
Akpul, Alux, Amoca, Anguilas, Baksha, Chapabil, Chukua, Citam, Enispe,
Gurumal, Hap, Hokchi, Ichalkil, Kanche, Ka y, Kayab, Kix, Kopo, Las Cañas,
Lem, Men, Mene, Mison, Mixtán, Miztón, Nak, Nueva Colonia, Pálmaro,
Panal, Pit, Pohp, Pokoch, Ribereño, Tecoalli, Toloc, Tson, Tunich, Uchak,
Után, Veinte, Zapotal, Zazil-Ha, Mayacaste, Paraiso, Pontón27, Pitahaya (AR),
Pastoría (AR),Coyotes (AR),ArroyoZanapa (AR), Amatitlan (AR) Agua nacida
(AR).28
26 Información contenida en el anexo único del oficio DG-053/2014 del 21 de marzo de 2014, el cual se encuentra clasificado como reservado de conformidad con el articulo 14, fracciones II y VI de la entonces vigente Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental. 27 Oficios DJ-160-2016 al DJ-167-2016, Oficios DJ-169-2016 al DJ-184-2016, Oficios DJ-186-2016 al DJ-203-2016 y Oficios DJ-225-2016 a DJ-227-2016. 28 Oficios DJ-154-2016 al DJ-159-2016.
P á g i n a | 7 2
b.2 Campos que se otorgaron como asignaciones de resguardo, licitados en la Ronda
129
De los campos solicitados, hubo campos que si bien la Secretaría de Energía
no otorgó, si lo hizo bajo el esquema de asignaciones de resguardo, que
posteriormente fueron objeto de un proceso de licitación. Dichas áreas
fueron 23 y son las siguientes: Barcodón, Benavides-Primavera30, Calibrador,
Calicanto, Carretas, Catedral, Cuichapa-Poniente, Duna, Fortuna Nacional, La
Laja, Malva, Mareógrafo, Moloacán, Mundo Nuevo, Paso de Oro, Peña
Blanca, Ricos, San Bernardo, Secadero, Tajón, Tecolutla y Topén.31
b.3 Campos que se otorgaron como asignaciones de resguardo, cuya solicitud de
posible afectación no se presentó conforme al procedimiento establecido en los
Lineamientos Secretaría de Energía.
Para tener claridad sobre este universo de campos es necesario tomar en
consideración lo dispuesto por los Lineamientos Secretaría de Energía y la Ley de
Ingresos de la Federación para los ejercicios fiscales de 2016 y 2017, que
establecieron lo siguiente:
◼ Que Pemex debía presentar su solicitud de posible afectación ante la Secretaría
de Energía a más tardar dentro de los ciento veinte días naturales posteriores a
su emisión.
◼ Que siguiendo el procedimiento establecido en los Lineamientos Secretaría de
Energía la contraprestación que recibiría Pemex durante el ejercicio fiscal 2016
sería de al menos, el justo valor económico correspondiente a sus inversiones
que hayan resultado afectadas con motivo de las adjudicaciones de contratos
29 https://rondasmexico.gob.mx/l03-seguimiento-y-transparencia/#resultado 30 Se tratan de dos asignaciones de resguardo que se licitaron como una sola área contractual. 31 Oficios DJ-223-2016 a DJ-224-2016, DJ-228-2016 al DJ-247-2016, del 28 de junio del 2016.
P á g i n a | 7 3
para la exploración y extracción de hidrocarburos efectuadas por la Comisión
Nacional de Hidrocarburos derivados de las licitaciones CNH-R01-L01/2014,
CNH-R01-L02/2015 y CNH-R01-L03/2015, realizadas durante el ejercicio fiscal
2015.
◼ Con el fin de dar continuidad al cumplimiento de lo establecido por el artículo
Sexto Transitorio, del Decreto de reforma y a la Ley de Ingresos de la Federación
para el ejercicio fiscal de 2016, la Secretaría de Energía debería determinar
durante el ejercicio fiscal 2017 el justo valor económico de las inversiones
afectadas solicitado por Pemex y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
podría autorizarle a deducir de los pagos provisionales mensuales del derecho
por la utilidad compartida del ejercicio fiscal de 2017, el justo valor económico
de las inversiones afectadas que no hubiera sido compensado durante el 2016
conforme a lo dispuesto en el artículo Décimo Segundo transitorio de la Ley de
Ingresos de la Federación para 2016.
◼ Que para la determinación de dicho justo valor la Secretaría de Energía debería
considerar todas las inversiones hechas en las áreas en exploración y campos en
producción que Pemex tuviera previo a la entrada en vigor del Decreto de
reforma, que en el proceso de Ronda Cero hubiera solicitado y que no le fueron
otorgadas como asignaciones.
◼ Que la contraprestación que recibiera Pemex durante el ejercicio fiscal 2017
debería incluir el justo valor económico de sus inversiones afectadas con motivo
de las adjudicaciones de contratos para la exploración y extracción de
hidrocarburos, efectuadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos derivados
de la licitación CNH-R01-L04/2015, realizada durante el ejercicio fiscal 2016.
Considerando todo lo antes descrito, Pemex presentó las Solicitudes de Posible Afectación
de todos los campos en producción y áreas en exploración solicitados en Ronda Cero y no
otorgados, así como por los campos que en el momento de la emisión de los Lineamientos
Secretaría de Energía tenían el carácter de asignaciones de resguardo, y que el Estado dejó
P á g i n a | 7 4
sin efectos para licitarse durante 2015 y 2016, y cuyo pago por la afectación de las
inversiones derivadas de las licitaciones fue reconocido por las Ley de Ingresos de la
Federación para los ejercicios fiscales de 2016 y 2017, que la Secretaría de Energía debía
efectuar.
Consecuencia de lo anterior, resultó un grupo de campos en extracción solicitados en Ronda
Cero, que si bien la Secretaría de Energía no los otorgó como asignaciones de extracción,
ésta si las otorgó con el carácter o naturaleza de áreas de resguardo, las cuales, de acuerdo
con los Términos y Condiciones de sus Títulos tienen la característica de que el asignatario
tendrá la obligación de resguardar las instalaciones, el medio ambiente y de continuar con
la extracción sustentable hasta que el Estado determine su licitación.
Las referidas áreas de resguardo en el momento que el Estado deje sin efectos sus títulos
que le otorgan el resguardo y mantenimiento a Pemex, con el objeto de licitarlos y en caso
que estos sean adjudicados, habrá inversiones realizadas por Pemex previamente al
Decreto de reforma, que resultarán afectadas, por lo que, no obstante de no existir
disposiciones normativas aplicables que establezcan el mecanismo para el reconocimiento
del justo valor de las mismas, estas deben formar parte del contenido del presente Libro
Blanco.
En atención a lo anterior, mediante oficios DJ-154-2016 al DJ-167-2016, del DJ-169-2016 al
DJ-184-2016, así como DJ-186-2016 al DJ-247-2016, todos del 28 de junio de 2016, Pemex
realizó a la Secretaría de Energía 92 Solicitudes de Posible Afectación correspondientes a
campos en producción y áreas en exploración no otorgadas a Pemex en el procedimiento
denominado Ronda Cero, y diversas asignaciones de resguardo que se licitaron por la
Comisión Nacional de Hidrocarburos en la licitación 3 de la Ronda 1, por un monto de
P á g i n a | 7 5
68,391,775.0 miles de pesos32 dentro de los 120 días naturales posteriores a la emisión de
los Lineamientos Secretaría de Energía.
El 28 de julio de 2016 la Secretaría de Energía requirió a Pemex Exploración y Producción,
información diversa en el plazo de 20 días naturales previsto en el artículo 3 y en el anexo
1 de los Lineamientos Secretaría de Energía; en atención a dicho plazo, el 16 de agosto de
2016 Pemex Exploración y Producción, solicitó a la Secretaría de Energía una ampliación del
plazo en términos del artículo 31 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo (LFPA),
por lo cual el 17 de agosto de 2016, la Secretaría de Energía autorizó 10 días naturales
adicionales a partir de la recepción del oficio respectivo, por lo que el plazo para atender la
prevención concluyó el 26 de agosto de 2016.33
Dentro del plazo antes referido, en opinión de la Secretaría de Energía, Pemex Exploración
y Producción, no desahogó la prevención satisfactoriamente en 5 de las 92 Solicitudes de
Posible Afectación presentadas en junio de 2016, por lo que continuaron el proceso
solamente por 87 solicitudes.34
En consecuencia, el 7 de septiembre de 2016, mediante los oficios números:
521.DGEEH.711/16 al 521.DGEEH.715/16, la Secretaría de Energía notificó a Pemex el
desechamiento de las Solicitudes de Posible Afectación correspondientes a las inversiones
de las áreas 091-052, 090-055, 088-062, 087-057 y 086-058, atendiendo a que Pemex no
desahogó en forma satisfactoria la prevención realizada por la Secretaría de Energía,
dejando a salvo el derecho de Pemex para presentar por única ocasión una nueva Solicitud
32 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 4 a 9; ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx. Y expedientes de las 92 solicitudes presentadas. 33 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, página 4, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx, así como la información referida en la sección de antecedentes del oficio 521.DGEEH.032/17 y 521.DGEEH.037/17del 24 de enero de 2017, mediante las cuales la Secretaría de Energía emitió la resolución relativa a la solicitud de posible afectación del área considerada Coyotes y Enispe. 34 Las solicitudes son: DJ-206-2016 (091-52); DJ-209-2016 (090-55); DJ-211-2016 (088-62); DJ-215-2016 (087-057); y DJ-216-2016 (086-058).
P á g i n a | 7 6
de Posible Afectación, respecto de estas mismas áreas consideradas en términos de los
Lineamientos Secretaría de Energía.
Mediante oficios emitidos el 8 septiembre de 2016, la Secretaría de Energía sometió a
consideración de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público la información proporcionada
por Pemex para verificar la suficiencia de la información, y derivado de la misma esa
dependencia solicitó a Secretaría de Energía el 30 de septiembre de 2016 mediante oficio
352-A-I-003 que se requiriera a Pemex información adicional respecto del monto original,
método y tasa de depreciación fiscal de activos fijos incluidos en las Solicitudes de Posible
Afectación, para verificar el cálculo del justo valor económico de las inversiones afectadas
en las áreas consideradas.35
El 4 de octubre de 2016, la Secretaría de Energía requirió a Pemex información adicional de
las 87 solicitudes en atención a la solicitud de Secretaría de Hacienda y Crédito Público; en
atención a dicho plazo, el 11 de octubre de 2016 Pemex Exploración y Producción, solicitó
a la Secretaría de Energía una ampliación del plazo en términos del artículo 31 de la LFPA,
por lo cual el mismo día la Secretaría de Energía autorizó 4 días naturales adicionales a partir
de la recepción del oficio respectivo.
Para atender el requerimiento anterior, Pemex entregó información a la Secretaría de
Energía el 14 de octubre de 2016 por un monto de 18,331,574.4 M$.36
Al respecto, se destaca que Pemex Exploración y Producción, presentó información en tres
fechas distintas, cuyos montos se modificaron como se muestra en la siguiente tabla:37
35 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, página 4, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx, así como la información referida en la sección de antecedentes del oficio 521.DGEEH.032/17 y 521.DGEEH.037/17del 24 de enero de 2017, mediante las cuales la Secretaría de Energía emitió la resolución relativa a la solicitud de posible afectación del área considerada Coyotes y Enispe. 36 Ídem 37 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 4 y 5, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx
P á g i n a | 7 7
Tabla 3. Información proporcionada por Pemex Exploración y Producción a la Secretaría de Energía para determinar el justo valor económico
(miles de pesos)
Fuente: Pemex Exploración y producción
Con el análisis de la primera información del 28 de junio de 2016 (columna A), que se
comparó con la del 14 de octubre de 2016 (columna C) de la tabla anterior, se constató que
Pemex Exploración y Producción, eliminó ductos por 42,804,874.8 M$, instalaciones por
204,742.6 M$ y pozos por 7,050,583.2 M$.
Las causas que motivaron la variación en las cifras mostradas en la tabla anterior, es decir
la disminución de los montos que ingresó Pemex Exploración y Producción, a la Secretaría
de Energía para la determinación del justo valor económico, se detallan a continuación:38
38 Ídem, página 5
Concepto
Información del 28 de
junio de 2016
Información del 26
de agosto de 2016
Información del 14
de octubre de 2016
Total variaciones
A y C
Activos Importe Activos Importe Activos Importe Activos Importe
A B C
Ductos 169 43,706,899.4 120 3,825,094.0 118 902,024.6 51 42,804,874.8
Instalaciones 30 911,940.5 31 707,197.9 31 707,197.9 -1 204,742.6
Pozos 1,675 23,772,935.1 1,541 16,722,351.9 1,540 16,722,351.9 135 7,050,583.2
Total general 1,874 68,391,775.0 1,692 21,254,643.8 1,689 18,331,574.4 185 50,060,200.6
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i. Los ductos no formaron parte de la solicitud de Ronda Cero, ya que se requirieron
campos y se cuantificaron los inventarios (activos) de los campos, de conformidad
con el artículo Sexto Transitorio del Decreto de reforma.
ii. En los lineamientos emitidos por la Secretaría de Energía para reconocer el justo
valor económico se estableció la inclusión de los inventarios asociados a cada
asignación, sin definir el tratamiento por el uso de ductos e instalaciones.
iii. Durante el proceso de la licitación 3 de la Ronda 1, se solicitó que se definieran
los protocolos que debía seguir Pemex Exploración y Producción, para considerar
los inventarios que formarán parte de las áreas contractuales. El 27 de julio de
2016, la Comisión Nacional de Hidrocarburos y el contratista firmaron las actas al
definirse los inventarios que se considerarían y se aclaró que los ductos que
ofrecen servicio a diferentes asignaciones deben formar parte de los activos de
Pemex Exploración y Producción, ya que representan un valor estratégico para el
manejo de la producción de las asignaciones.
A partir de la definición del párrafo anterior se revisaron los ductos estratégicos que dan
servicio a diferentes asignaciones y se retiraron del reconocimiento del justo valor
económico.
Cabe destacar que conforme a la información presentada a la Secretaría de Energía
atendiendo a la solicitud de esa dependencia, Pemex excluyó del monto solicitado
originalmente como justo valor económico la cantidad de 50,060,200.6 M$, integrados por
42,804,874.8 M$, de ductos al considerarlos estratégicos para la operación, y 7,255,325.8
M$, de las instalaciones y pozos por encontrarse duplicados, presentar un traslape o
encontrarse en forma sobrepuesta entre el área solicitada como inversión afectada y las
asignaciones otorgadas a Pemex Exploración y Producción, en el procedimiento
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denominado Ronda Cero; por lo que los ductos, los pozos y las instalaciones por
50,060,200.6 M$, continúan siendo propiedad de Pemex Exploración y Producción.39
Para efectos de su análisis, la Secretaría de Energía dividió las 87 Solicitudes de Posible
Afectación correspondientes al monto de 18,331,574.4 M$, en los siguientes términos:40
Grupo A: Conformado por 44 áreas (extracción) solicitadas a las que se les declaró
suficiencia documental el 11 de noviembre de 2016, de conformidad con el artículo 3 y el
Anexo 1 de los Lineamientos Secretaría de Energía, que incluyeron 232 activos con un valor
neto contable de 9,241,769.9 M$.
Grupo B: Constituido por 18 áreas solicitadas, de las cuales a 12 áreas (Grupo B.1) se les
declaró suficiencia documental el 23 de noviembre de 2016, de conformidad con el artículo
3 y el Anexo 1 de los Lineamientos Secretaría de Energía; este grupo incluyó 159 activos con
un valor neto contable de 2,498,418.7 M$, y seis áreas (Grupo B.2), en términos del artículo
Transitorio Décimo Segundo de la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal
2016, que incluyeron nueve activos con un valor neto contable de 3,589,488.0 M$, los
cuales se encuentran en espera del acta final de entrega-recepción con los contratistas
ganadores de la Ronda 1 de la licitación 2, número CNH-R01-L02/2015.
Grupo C: Integrado por 25 áreas solicitadas a las que se les suspendió el proceso debido a
que no contaron con el acta definitiva de entrega-recepción de los activos transferidos por
Pemex Exploración y Producción, a los contratistas ganadores de la Ronda 1 de la licitación
3, número CNH-R01-L03/2015, que incluyó 1,289 activos con un valor neto contable de
3,001,897.8 M$.
39 Ídem, páginas 4 y 5 y expedientes correspondientes a cada solicitud. 40 Idem, página 7.
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Tabla 4. Distribución de las Solicitudes de justo valor económico presentadas por Pemex Exploración y Producción (miles de pesos)
Grupos No.
Solicitud Activos VNC 2015 Final
JVE Resoluciones 2017
Grupo A: Extracción 44 232 9,241,769.9 1,668,566.9
Grupo B.1: Exploración 12 159 2,498,418.7 518,396.2
Grupo B.2: Ronda 1.2 6 9 3,589,488.0 0
Grupo C: En Proceso Ronda 1.3
25 1,289
3,001,897.8 0
Total general 87 1,689 18,331,574.4 2,186,963.1
Fuente: Pemex Exploración y Producción
P á g i n a | 8 1
El 18 de octubre de 2016 la Secretaría de
Energía envió a la Secretaría de Hacienda
y Crédito Público la información
presentada por Pemex con la finalidad de
dar cumplimiento a su requerimiento.41
El 31 de octubre de 2016 la Secretaría de
Energía requirió a Pemex información
adicional relacionada con activos fijos que
fueron transferidos a contratistas o que
Pemex Exploración y Producción, no haya
podido vender o utilizar; pozos con valor
fiscal o contable positivo; pozos cerrados
sin posibilidad de convertirse en
productivos, en proceso de
taponamiento, taponados o cerrados; así
como instalaciones susceptibles de
desmantelamiento y posible venta, entre
otra.42
41 Con base en la información referida en la sección de antecedentes del oficio 521.DGEEH.032/17 y 521.DGEEH.037/17del 24 de enero de 2017, mediante las cuales la Secretaría de Energía emitió la resolución relativa a la solicitud de posible afectación del área considerada Coyotes y Enispe. 42 Ídem 43 Ídem 44 Ídem 45 Con base en la información referida en la sección de antecedentes del oficio 521.DGEEH.032/17 y 521.DGEEH.037/17del 24 de enero de 2017, mediante las cuales la Secretaría de Energía emitió la resolución relativa a la solicitud de posible afectación del área considerada Coyotes y Enispe, así como en la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, página 7, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx
El 8 de noviembre de 2016 Pemex envió a
la Secretaría de Energía la información
solicitada el 31 de octubre de ese año.43
El 9 de noviembre de 2016 la Secretaría de
Energía envió a la Secretaría de Hacienda
y Crédito Público la información adicional
solicitada a Pemex, para verificar la
suficiencia de la información conforme al
artículo 5 de los Lineamientos Secretaría
de Energía.44
Los días 11 y 23 de noviembre de 2016 la
Secretaría de Energía informó a Pemex
que esa dependencia determinó que
cuenta con la información en los términos
solicitados para analizar las Solicitudes de
Posible Afectación, en términos de los
artículos 5 y 6 de los Lineamientos
Secretaría de Energía.45
El 29 de noviembre de 2016 la Secretaría
de Energía envió a la Secretaría de
P á g i n a | 8 2
Hacienda y Crédito Público la información
proporcionada por Pemex, así como el
Documento de Soporte de Decisión que
contenía el análisis de las Inversiones
Afectadas en las diversas áreas
consideradas, con la finalidad de que la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
emitiera opinión favorable en términos
del artículo 6 de los Lineamientos
Secretaría de Energía.46
El 13 de enero de 2017 la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público comunicó a la
Secretaría de Energía que no se
encontraba en posibilidad de emitir la
opinión favorable a las resoluciones, ni al
Documento de Soporte de Decisión, hasta
que la Secretaría de Energía revisara los
puntos establecidos en los oficios
emitidos por la Secretaría de Hacienda y
Crédito Público.47
El 18 de enero de 2017 la Secretaría de
Energía notificó a la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público que se
46 Con base en la información referida en la sección de antecedentes del oficio 521.DGEEH.032/17 y 521.DGEEH.037/17del 24 de enero de 2017, mediante las cuales la Secretaría de Energía emitió la resolución relativa a la solicitud de posible afectación del área considerada Coyotes y Enispe. 47 Ídem. 48 Ídem.
modificó el Documento de Soporte de
Decisión y se remitió la versión
consensada por ambas dependencias, en
virtud de que no se acreditaron
plenamente los criterios establecidos en
los Lineamientos Secretaría de Energía
para los pozos inactivos, entendidos como
aquellos con estatus operativo cerrado
(con o sin posibilidad de convertirse en
productor), fuera de operación (definitiva
o temporal), taponado o pendiente de
taponamiento, con base en la información
proporcionada por Pemex con la finalidad
de que se encuentre en posibilidad de
emitir la opinión favorable referida en el
artículo 6 de los Lineamientos Secretaría
de Energía, y con ello no generar una
afectación patrimonial al Estado.48
El 24 de enero de 2017 la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público notificó a la
Secretaría de Energía la opinión favorable
a la determinación de justo valor
económico de las Inversiones Afectadas
de diversas áreas consideradas, así como
P á g i n a | 8 3
el mecanismo específico a través del cual
se realizaría la contraprestación que en su
caso correspondiera.49
Para analizar las Solicitudes de Posible
Afectación presentadas Pemex, la
Secretaría de Energía consideró que un
activo fijo susceptible de considerarse en
el reconocimiento de justo valor
económico, debe cumplir con diversos
criterios definidos en el Documento de
Soporte de Decisión, emitido por la
49 Ídem. 50 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 9 a 12, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx, así como el Documento soporte de decisión - Reconocimiento del Justo Valor Económico, correspondiente a 44 áreas solicitadas por Pemex (14 áreas de exploración y 30 campos de extracción), emitido por la Dirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, páginas 3 y 4, así como 9.
Dirección General de Exploración y
Extracción de Hidrocarburos de la
Subsecretaría de Hidrocarburos de la
Secretaría de Energía, el cual formó parte
integral de las Resoluciones.50
En este sentido, los criterios aplicados por
la Secretaría de Energía para la
determinación del justo valor económico
y contenidos en el Documento Soporte de
Desición fueron los siguientes:
P á g i n a | 8 4
Tabla 5. Criterios aplicados por la Secretaría de Energía para obtener el justo valor económico
51 Documento soporte de decisión - Reconocimiento del Justo Valor Económico, áreas solicitadas por Pemex emitido por la Dirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía.
# Criterio Descripción
1 Requisitos
establecidos en
los artículos 3 y 4
y el Anexo 1 de los
Lineamientos.
Se consideraron sólo los activos fijos que obran en las Actas
Circunstanciadas de Hechos de las 56 áreas consideradas presentadas
por Pemex a la Secretaría de Energía, el 25 de agosto de 2016, en
atención de las prevenciones emitidas por la Dirección General de
Exploración y Extracción de Hidrocarburos de la Subsecretaría de
Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, el 28 de julio de 2016.
Asimismo, se verificó geoespacialmente que los Activos Fijos
susceptibles de compensación no se ubicaran dentro de un Área
Natural Protegida de conformidad con el artículo 41 de la Ley de
Hidrocarburos.
2 La definición de
Área Considerada
establecida en los
Lineamientos.
Se consideraron sólo aquellas áreas en exploración y campos en
producción que hayan sido incluídos en la Solicitud de Ronda Cero por
Pemex y que no fueron otorgados en Asignación por la Secretaría de
Energía en dicha Ronda, de conformidad con el Artículo 2, fracción II
de los Lineamientos.51
3 La localización de
los Activos Fijos.
Se tomaron en cuenta los Activos Fijos que derivado del análisis
geoespacial realizado por la Dirección General de Exploración y
Extracción de Hidrocarburos de la Subsecretaría de Hidrocarburos de
la Secretaría de Energía se encuentran dentro, o bien, relacionados
P á g i n a | 8 5
Fuente: Pemex Exploración y Producción
52 Idem. 53 Idem.
con las Áreas Consideradas, a apartir de la información proporcionada
por Pemex.
4 No ser un pozo
inactivo
Se entiende por pozo inactivo aquel cuyo estado operativo sea cerrado
(con o sin posibilidad de convertirse en productor), fuera de operación
(definitiva o temporal), taponado o pendiente de taponamiento. Cabe
señalar que los pozos inactivos no pueden considerarse como Activos
Fijos con valor económico, toda vez que desde el punto de vista
técnico, puede ser o llegar a convertirse en un pasivo ambiental, social
y/o de infraestructura.
5 No mantener
derechos sobre
los Activos Fijos.
La Dirección General verificó específicamente que cada uno de los
Activos Fijos no se encuentren de Asignaciones o Contratos de
Exploración y Extracción de Hidrocarburos derivados de una migración
de los que Pemex sea titular.52
6 No encontrarse
duplicado.
A partir de información presentado por Pemex, en caso de duplicidad
de Activos Fijos se consideró una sola vez.53
7 Otros. No se consideró el Pozo Catamat-1 toda vez que dicho pozo no contó
con autorización para perforación por parte de la SENER.
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La Secretaría de Energía valoró la aplicación de los referidos criterios conforme a lo
siguiente:54
a. En relación con los requisitos establecidos en los artículos 3 y 4 y el Anexo 1 de los
Lineamientos Secretaría de Energía:
Que en el Documento de Soporte de Decisión, se establece la fórmula que se utiliza
para determinar el justo valor económico:
JVE = COA – VDC
donde,
JVE: Justo valor económico.
COA: Costo de adquisición sin considerar impuestos ni costos de capital.
VDC: Valor de la depreciación contable.
◼ Que al respecto Pemex Exploración y Producción, el 26 de agosto de 2016,
presentó actas circunstanciadas de hechos de acuerdo con la metodología
establecida por la Secretaría de Energía para determinar el justo valor
económico (JVE), que es la medida de valoración que considera, entre otros
factores, el valor de mercado, el valor en libros, la vida útil o el rendimiento
esperado de una inversión.
◼ Que en las actas que presentó Pemex Exploración y Producción, se consideró el
costo de adquisición, sin considerar impuestos ni costos de capital (COA), menos
el valor de la depreciación contable.
54 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 9 a 12, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx, Paginas 9 a 11.
P á g i n a | 8 7
◼ Que tomó en cuenta el valor en libros sin considerar las revalorizaciones por un
monto de 89,840.7 M$.
◼ Que no validó de manera directa y transparente la revalorización de cada activo
que presentó Pemex, toda vez que no se justifican los porcentajes aplicados, ni
se muestra cómo se utilizan los conceptos mencionados por activo.
◼ Que si bien fue una metodología desarrollada en convenio con el Instituto
Mexicano del Petróleo, Pemex Exploración y Producción, no presentaba
documentos que avalen el convenio ni los fundamentos de la metodología, ni
los funcionarios que participaron en la elaboración de la misma, y
◼ Que no existía certeza de que la metodología se aplicó en los activos que se
incluyeron en las solicitudes, ni se presentó información para verificar los
porcentajes determinados por la empresa valuadora, la cual, de acuerdo con la
Secretaría de Energía, no tiene relación directa con el sector de hidrocarburos.
Respecto del criterio de No ser un pozo inactivo, que Pemex Exploración y
Producción, consideró pozos pendientes de taponamiento, pozos cerrados con
posibilidad y pozos taponeados, a pesar de que estos contienen reservas por 7,141.3
MMbpc, y pozos sin un valor neto contable, no obstante que cuentan con reservas
certificadas por 11,339.6 MMbpc y se registraron como exitosos.
Por último tocante al criterio localización de los activos fijos, la Secretaría de Energía
consideró que Pemex Exploración y Producción, mantiene los derechos de activos
correspondientes a 25 pozos, 2 ductos y 2 instalaciones, ya que ésta realizó el análisis
geoespacial de los pozos, ductos e instalaciones mediante el software ArcG1S,
versión 10.2.2.
Con base en la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, el 27 de enero
y 9 de febrero de 2017, la Secretaría de Energía, emitió las resoluciones relativas a
la determinación del justo valor económico de las 56 solicitudes (145 activos) por un
monto de 2,186,963 M$, 1,668,566.9 M$, el 27 de enero de 2017 y 518,396.2 M$,
P á g i n a | 8 8
el 9 de febrero de 2017, de un total de 11,696,783.3 M$, (391 activos); es decir, no
se le reconocieron a Pemex 9,419,979.5 M$, de los cuales 7,741,438.7 M$, el 82%,
correspondieron a pozos inactivos, y 1,678,540.8 M$, el 18%, a activos de los que
Pemex Exploración y Producción, conserva los derechos y mantiene en operación.
Asimismo, en las fechas antes señaladas 31 de las 87 Solicitudes de Posible
Afectación quedaron pendientes de resolución, ya que se debía esperar el acta final
de entrega-recepción entre los contratistas ganadores de las licitaciones 2 y 3 de la
Ronda 1 de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.55 Al respecto, particularmente
se señala lo siguiente:
i. Licitación número CNH-R01-L01/2014.56
Cabe señalar que de la licitación CNH-R01-L01/2014, se revisaron los dos contratos
correspondientes a la Ronda 1. Al respecto, Pemex Exploración y Producción, no
presentó inversiones afectadas debido a que ningún pozo se localizó en esa área,
por lo que no existieron inversiones afectadas a Pemex Exploración y Producción
PEP.
ii. Licitaciones números CNH-R01-L02/2015 y CNH-R01-L03/2015.57
a. De acuerdo con los contratos de la licitación 3 de la Ronda 1, se señala
que en la Etapa de Transición de Arranque, a partir de la fecha efectiva
(fecha de firma del contrato) iniciará una etapa que tendrá una duración
de 90 días, en la cual se entregará el área contractual al contratista por la
55 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 8 y 9, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx y Oficio No.260.906/2017 56 Ver Contratos No. CNH-R01-L01-A2-2015 y Contrato No. CNH-R01-L01-A7-2015, Anexos 13-14y con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, página 13, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx, 57 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 13 y 14, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx
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Comisión Nacional de Hidrocarburos o un tercero designado y se
conducirá conforme a lo siguiente:
La CNH proporcionará al contratista la información disponible a la fecha efectiva
respecto de los pozos y materiales, incluyendo el inventario de activos, las
autorizaciones ambientales, así como la información relativa a los impactos sociales
en el área contractual.
El contratista estará obligado a documentar la existencia y estado de integridad de
los pozos y materiales. El Estado vigilará que el contratista o asignatario a cargo del
área contractual, con anterioridad a la fecha efectiva, realice las actividades de
abandono de pozos y materiales que no sean útiles para las actividades petroleras.
b. Considerando lo anterior, la Secretaría de Energía en los oficios números
521.DGEEH.1144/16 y 521.DGEEH.1271/16 del 10 y 23 de noviembre de 2016, y
521.DGEEH.195/17 del 30 de marzo de 2017, solicitó a la Comisión Nacional de
Hidrocarburos copia de las actas de entrega-recepción de los inventarios de los
activos transferidos a los licitantes ganadores en las licitaciones números
CNHR01-L02/2015 y CNH-R01-L03/2015, en su versión definitiva. Con el oficio
núm. 220.0411/17 del 16 de junio de 2017, la Comisión Nacional de
Hidrocarburos, informó que los activos que conforman la licitación núm. CNH-
R01-L02/2015 se incluyeron en cada uno de los contratos como Anexo 5, por lo
cual no se elaboraron actas entrega-recepción del área contractual, al no tener
más activos para entregar al contratista.
c. Las Solicitudes de Posible Afectación correspondientes a la licitación núm. CNH-
R01-L02/2015 se negaron por la Secretaría de Energía en 2017.58
58 Oficio No. 349-B-1396 del 23 de noviembre de 2017 de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).
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Pemex se encuentra valorando nuevamente la información entregada con las solicitudes de
Posible Afectación presentadas ante Secretaría de Energía y rechazadas o desechadas por
ésta, y a su vez integra nueva información para presentar por segunda ocasión las referidas
Solicitudes de Posible Afectación, en ejercicio del derecho que le confieren los propios
Lineamientos de Secretaría de Energía.
Por otra parte, mediante nota informativa, la Comisión Nacional de Hidrocarburos
comunicó que se programó concluir en 2017 la firma de las actas de entrega-recepción de
los activos correspondientes a la licitación núm. CNH-R01-L03/2015.59
Tabla 6. Detalle Resumen de las Solicitudes presentadas por Pemex Exploración y Producción: Grupos A,B.1, B.2 y C60 (miles de pesos)
RESUMEN No.
Solicitud VNC 2015 Final
JVE
Resoluciones
2017
En Proceso R1.3
Total general 87 18,331,574.4 2,186,963.1 3,001,897.8
Fuente: Pemex Exploración y Producción
Programa de trabajo
El programa de trabajo fue establecido atendiendo a los Lineamientos Secretaría de
Energía, por lo que dicho programa comprendió los siguientes aspectos:
59 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, página 14. 60 Tabla elaborada con base en la información proporcionada por Pemex y en la resolución emitida por la Secretaría de Energía correspondiente.
P á g i n a | 9 1
◼ Identificación de activos para el reconocimiento del justo valor económico. Pemex
identificó los activos que formaban parte de las áreas de exploración y campos en
producción solicitados y no otorgados entre los cuales se identificaron: pozos, líneas de
descarga, ductos e instalaciones petroleras.
◼ Revisión por parte de las Subdirecciones de producción sobre la existencia y estado
de los activos. Los activos fueron validados entre la Subdirección de Administración
Patrimonial de Pemex y las Subdirecciones de Producción de Pemex Exploración y
Producción.
◼ Determinación del valor contable y fiscal. Conforme los criterios emitidos por la
Secretaría de Energía en sus Lineamientos, para esta fase se determinaron los valores
contables y fiscales aplicando las metodologías implementadas por Pemex y criterios
como el de Metodología de Esfuerzos Exitosos.
◼ Procedencia de la solicitud. La Dirección Jurídica de Pemex verificó la procedencia para
acreditar el justo valor económico y realizó la solicitud a la Secretaría de Energía a
través de 92 oficios dirigidos a esa dependencia.
◼ Seguimiento a la solicitud. Pemex atendió los requerimientos de información
realizados por la Secretaría de Energía y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
para continuar con la tramitación de las Solicitudes de Posible Afectación presentadas
ante la Secretaría de Energía.
◼ Ejecución de la resolución. Una vez emitida la resolución correspondiente por la
Secretaría de Energía, realizar las gestiones ante la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público para obtener el pago de la cantidad reconocida como justo valor económico.
◼ Seguimiento a las acciones pendientes para alcanzar el reconocimiento del justo valor
de las inversiones de Pemex afectadas como resultado del proceso de Ronda Cero en
cumplimiento al mandato constitucional establecido en el Artículo Sexto transitorio del
Decreto de Reforma.
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Presupuesto y calendario de gasto autorizado
Pemex atendió el proceso de reconocimiento de justo valor económico con los recursos
presupuestales asignados para la realización de sus actividades ordinarias.
Integración de expedientes y/o de proyectos ejecutivos
Conforme las disposiciones emitidas por los reguladores se han documentado los
expedientes en cada una de áreas competentes que han intervenido en el procedimiento
de reconocimiento del justo valor.
Documentación soporte de la aplicación de los recursos
Pemex Exploración y Producción, ha atendido los requerimientos de los reguladores para la
acreditación del justo valor económico, atendiendo a los Lineamientos Secretaría de
Energía y los demás requerimientos de información realizados en su oportunidad por la
Secretaría de Energía y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
Asimismo, ha realizado el seguimiento a las resoluciones emitidas por Secretaría de Energía
para obtener el pago de las cantidades reconocidas por esa dependencia, y continua
realizando acciones para darle seguimiento a las solicitudes de posible afectación que se
presentaron y que aún no se han resuelto, así como para las que planea presentar.
P á g i n a | 9 3
VIII.Seguimiento y control
Para explicar en su totalidad el seguimiento y control que Pemex Exploración
y Producción, está realizando al procedimiento para el reconocimiento del
justo valor económico de inversiones de Pemex afectadas como resultado
del proceso de Ronda Cero, resulta relevante tener en cuenta que el mismo
no se ha concluido; y que por lo tanto el estado que guarda al cierre del
presente libro es el siguiente:
◼ De las 8761 solicitudes de posible afectación recibidas por Secretaría de
Energía, restan 25 por resolver. Para la determinación de las solicitudes
restantes la Secretaría de Energía se encuentra en espera de las actas
finales de entrega-recepción a los contratistas ganadores de la licitación 3
de la Ronda 1 de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.62
◼ El seguimiento al pago del reconocimiento del justo valor por parte de
Secretaría de Energía será a través de la compensación contra los pagos
provisionales mensuales del derecho por la utilidad compartida para el
ejercicio fiscal de 2017 a través de los mecanismos establecidos por el
Servicios de Administración Tributaria conforme a la Miscelánea fiscal
publicada para 2017.
61 Al final del procedimiento la Secretaría de Energía sólo tuvo por recibidas 87 solicitudes de posible afectación, ya que 5 de ellas fueron desechadas por la Secretaría de Energía en la etapa de suficiencia documental. Para el detalle de estas solicitudes de afectación referirse al Capítulo VII Acciones realizadas. 62 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 4 a 9; ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx, así como oficios No.260.906/2017 y. 349-B-1396 (Ver sección XI).
P á g i n a | 9 4
◼ La autorización por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público de dichos pagos fue
notificada a Pemex el 23 de noviembre de 201763, y esta fue solicitada por Pemex
Exploración y Producción, el 6 de junio del mismo año Pemex Exploración y
Producción.64.
◼ En relación con las solicitudes de posible afectación que fueron rechazadas, Pemex
Exploración y Producción, se encuentra documentando e integrando la evidencia
técnica contable de prácticas en la industria que en opinión de Pemex Exploración y
Producción, subsanará o atenderá las consideraciones por las cuales fueron
rechazadas, específicamente respecto de determinación de los valores contables y
fiscales aplicando criterios como el de Metodología de Esfuerzos Exitosos.
◼ Lo anterior con base en las recomendaciones de la Auditoría Superior de la Federación,
en la auditoria que se resume más adelante.
◼ Respecto de las 5 solicitudes de posible afectación en las áreas 091-052, 090-055, 088-
062, 087-057 y 086-058, que fueron presentadas ante Secretaría de Energía y
desechadas el 7 de septiembre de 201665, esta Empresa Productiva Subsidiaria del
Estado procederá a presentar de nueva cuenta las referidas solicitudes.
◼ Asimismo, en relación con las solicitudes de posible afectación presentadas por las áreas
que fueron objeto de la licitación 2 de la ronda 1 y cuyo resultado consistió en negar el
reconocimiento de justo valor económico, Pemex presentará las Solicitudes de
referencia de nueva cuenta.
◼ Pemex se encuentra documentando las solicitudes de posible afectación de las
inversiones afectadas con motivo de las Rondas 2.2 y 2.3, toda vez que se trata de
solicitudes que no formaron parte del grupo de solicitudes que Pemex, en
cumplimiento de los Lineamientos de Secretaría de Energía y la Ley de Ingresos de la
63 Oficio No. 349-B-1396 del 23 de noviembre de 2017 (Ver sección XI). 64 Auditoría 431, página 15 (Ver sección XI). 65 Oficios números: 521.DGEEH.711/16 al 521.DGEEH.715/16 (Ver sección XI).
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Federación para 2016 y 2017 presentó dentro del plazo que estos disponían, y que son
áreas que en el momento de la emisión de los Lineamientos Secretaría de Energía,
tenían el carácter de asignaciones de resguardo y que estaban por licitarse con
posterioridad a los mismos.66
◼ Respecto del grupo de áreas de extracción que se otorgaron como asignaciones de
resguardo y cuya solicitud de posible afectación no se presentó conforme al
procedimiento establecido en los Lineamientos Secretaría de Energía, y que al
momento del cierre de este libro no se han licitado, en el momento en el que se
actualice una afectación a sus inversiones con motivo de la licitación y adjudicación de
esas áreas presentará la solicitud de posible afectación que corresponda bajo los
mecanismos que las autoridades competentes determinen.
◼ Lo señalado en las dos viñetas anteriores, con base y a fin de dar atención a las
recomendaciones emitidas por la Auditoría Superior de la Federación en la auditoria
que se detalla más adelante.
◼ Por último, Pemex, Secretaría de Energía y Comisión Nacional de Hidrocarburos en
seguimiento a las acciones realizadas en 2015 han realizado reuniones de trabajo para
verificar el estado de los pozos con producción que se encuentran fuera de áreas de
asignación, en las que se analiza la factibilidad técnica para agregar áreas de asignación
o las acciones que permitan regularizar dichos pozos, entre otras acciones a realizar.67
Asimismo, Pemex envió a la Secretaría de Energía oficios para atender los acuerdos
adoptados en la reunión de trabajo del 9 de mayo de 2018.68
66 Campos licitados en la Ronda 2.2 Ver enlace: https://rondasmexico.gob.mx/r2-l02-areas-contractuales/ y Campos licitados en la Ronda 2.3 Ver enlace: https://rondasmexico.gob.mx/r2-l03-areas-contractuales/. Anexos 15 y 16 67 Minutas de las reuniones de trabajo entre Pemex, Secretaría de Energía y Comisión Nacional de Hidrocarburos de los días 15 y 23 de marzo, 13 y 20 de abril, así como 9 de mayo, todos del 2018 (Ver sección XI). 68 Oficios PEP-DG-SAPEP-GCR-992-2018 del 10 de mayo de 2018 y PEP-DG-SAPEP-GCR-1083-2018 del 23 de mayo de 2018 (Ver sección XI).
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En los procesos asociados al reconocimiento del justo valor económico de las inversiones
afectadas, como resultado del proceso de adjudicación de asignaciones denominado Ronda
Cero, así como en su seguimiento y control, intervienen diversas áreas conforme a los
Estatutos Orgánicos de Pemex y de Pemex Exploración y Producción, por lo que cada dentro
del ámbito de su competencia, realiza diversas acciones de seguimiento al tema. Las áreas
que se destacan en la intervención del procedimiento del reconocimiento del justo valor
son las siguientes:
1. Dirección Jurídica de Pemex, en ejercicio de la atribución de la representación legal
de Pemex, de conformidad con el artículo 13, fracción XVI, de la Ley de Pemex,
presentó las solicitudes de posible afectación ante Secretaría de Energía. Ello, de
conformidad con los artículos 14, fracción VII y 172 del Estatuto Orgánico de Pemex
vigente al momento en el que se presentaron las mencionadas solicitudes de
afectación.
2. Gerencia Jurídica Financiera, adscrita a la Subdirección de Consultoría Jurídica, de la
Dirección Jurídica, tiene como función la de negociar los aspectos jurídicos de las
operaciones financieras relacionadas con proyectos de alianzas, asociaciones e
inversiones, en coordinación con la Subdirección Jurídica de Proyectos y Negocios;
también, se encarga de integrar información jurídica que se deba entregar a
reguladores financieros y terceros, así como elaborar las opiniones legales que
deban presentarse.69
3. Dirección Corporativa de Finanzas tiene dentro de sus atribuciones dirigir los
procesos financieros de Pemex y sus Empresas Productivas Subsidiarias; definir los
criterios económico financieros y presupuestales que se utilizarán, entre otros, en la
evaluación de las inversiones y desinversiones de Pemex, sus Empresas Productivas
Subsidiarias y, en su caso, Empresas Filiales; dirigir la emisión de los estados
69 Artículo 156, fracciones II y III, Estatuto Orgánico de Pemex vigente.
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financieros de Pemex y sus Empresas Productivas Subsidiarias, así como los
consolidados de Pemex, sus Empresas Productivas Subsidiarias y, en su caso,
Empresas Filiales; participar en la toma de decisiones y en las acciones que en su
consideración puedan afectar la posición financiera de Pemex, sus Empresas
Productivas Subsidiarias y, en su caso, Empresas Filiales, así como emitir las
recomendaciones que considere necesarias; dirigir la preparación de la información
contable para establecer y mantener el registro de Pemex y sus Empresas
Productivas Subsidiarias, ante las autoridades financieras nacionales e
internacionales; dirigir la negociación de metodologías de precios y tarifas de
Pemex, sus Empresas Productivas Subsidiarias y, en su caso, Empresas Filiales, ante
la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, y Coordinar la implantación de políticas,
estrategias, procesos, iniciativas, proyectos, acciones, metodologías, mecanismos y
sistemas en materia precios, tarifas y contraprestaciones en Pemex, sus Empresas
Productivas Subsidiarias y, en su caso, Empresas Filiales.70
4. Dirección Corporativa de Administración de Servicios, es la encargada de dirigir la
administración, desincorporación y enajenación de los bienes muebles e inmuebles
cuando corresponda; de Pemex, sus Empresa Productivas Subsidiarias y, en su caso,
Empresas Filiales71, de acuerdo con el Estatuto Orgánico vigente de Pemex.
5. Subdirección de Administración Patrimonial, le corresponde la coordinación de la
desincorporación de bienes inmuebles72; así como la administración, disposición y
enajenación de los bienes muebles e inmuebles propiedad de Pemex, sus Empresas
Productivas Subsidiarias y, en su caso, Empresas Filiales.73
70Artículo 68, fracciones II,X, XII,XVII,XIX,XII y XXIII del Estatuto Orgánico de Pemex vigente. 71 Artículo 95, fracción XIII, Estatuto Orgánico de Pemex vigente. 72 Definición de Inmueble según las Normas y Bases para la Administración de los Bienes Inmuebles de Pemex y Organismos Subsidiarios, 29 de septiembre de 2000, Documento SIMAN, clave PV.24; y el Código Civil Federal vigente, Capítulo I De los Bienes Inmuebles, Artículo 750, fracciones I, III, XI. 73 Artículo 137, fracciones I a X, Estatuto Orgánico de Pemex vigente.
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6. Gerencia de Administración Patrimonial de Bienes Inmuebles, adscrita a la
Subdirección de Administración Patrimonial, y esta a su vez a la Dirección
Corporativa de Administración de Servicios, tiene entre sus funciones la de integrar
los expedientes de desincorporación y de enajenación de bienes inmuebles,
conforme a la normativa vigente; también, tiene la función de resolver consultas en
materia de administración patrimonial de bienes inmuebles y mantener actualizado
el centro de documentación de información de los bienes inmuebles de Pemex, sus
Empresas Productivas Subsidiarias y, en su caso, Empresas Filiales.74
7. Gerencia de Cumplimiento Regulatorio de Exploración y Producción es el área
encargada de coordinar, verificar y evaluar el cumplimiento regulatorio aplicable a
Pemex Exploración y Producción y dar apoyo a las áreas de Pemex Exploración y
Producción, en materia de cumplimiento.75
8. Activos de Exploración Aguas Profundas, de Exploración Aguas Someras y de
Exploración Áreas Terrestres; a los Activos Integrales de Producción Bloque AS01-01
y Bloque AS01-02; a los Activos Integrales de Producción Bloque AS02-03 y Bloque
AS02-04; a los Activos Integrales de Producción Bloque S01, Bloque S02, Bloque S03
y Bloque S04; a los Activos Integrales de Producción Bloque N01, Bloque N02 y
Bloque N03; realizan el seguimiento particular de cada una de las asignaciones,
campos y áreas no otorgadas que les correspondan, de acuerdo con su ubicación
geográfica.76
74 Artículo 139, fracciones I a X, Estatuto Orgánico de Pemex vigente. 75 Conforme al artículo 110, fracciones I, IV y VII del Estatuto Orgánico PEP vigente. 76 Artículos 57, fracciones I, II, III, IV, V, VI, IX y X; 69, fracciones I, II, III, IV, V, VII, VIII, IX, X y XII; 74, fracciones I, II, III, IV, V, VII, VIII, IX, X y XII; 79, fracciones I, II, III, IV, V, VII, VIII, IX, X y XII; 84, fracciones I, II, III, IV, V, VII, VIII, IX, X y XII; del Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 5 de enero de 2017 (Estatuto Orgánico PEP vigente).
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INFORMES PERIÓDICOS SOBRE LOS AVANCES Y SITUACIÓN DEL PROGRAMA Y/O PROYECTO
Las inversiones afectadas como resultado del proceso de adjudicación de asignaciones
denominado Ronda Cero; tienen impacto en los estados financieros de Pemex, por lo que
todo lo relacionado con este tema forma parte de los informes que se rinden derivado del
seguimiento a los Estados Financieros.
Asimismo, como el proceso del reconocimiento del justo valor no ha concluido la
comunicación y envió de oficios entre las áreas competentes de Pemex Exploración y
Producción, y Pemex es constante, por lo que para el caso en concreto no aplican informes
periódicos específicos excepto de los relativos a la atención que Pemex Exploración y
Producción da a las observaciones que han derivado con motivo de la práctica de auditorías
respecto del tema tanto internas como de la Auditoria Superior de la Federación y que se
describen más adelante.
ACCIONES REALIZADAS PARA CORREGIR O MEJORAR SU EJECUCIÓN
Para la ejecución del procedimiento para el reconocimiento del justo valor económico de
inversiones de Pemex afectadas como resultado del proceso de Ronda Cero se han realizado
diversas acciones desde el ámbito de competencia de las diversas áreas que intervienen, y
que contribuyeron y siguen contribuyendo a la mejora en la identificación, documentación
y presentación de las solicitudes de posible afectación a Pemex, dentro de las que se
destacan las siguientes:
◼ Validación de números de activos:
Los activos fueron validados entre la Subdirección de Administración Patrimonial de
Pemex y las Subdirecciones de Producción de Pemex Exploración y Producción:
a) Las Subdirecciones de Producción de cada Bloque tienen dentro de sus
funciones las de adecuar y modernizar la infraestructura de explotación
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y recolección de Hidrocarburos, y Coordinar el plan de confiabilidad e
integridad de la infraestructura y equipos bajo su administración77.
b) La Subdirección de Administración Patrimonial tiene dentro de sus
funciones: es quien se encarga de los números de inventario, estatus y
valida su incorporación y/o desincorporación.
◼ Determinación de los valores contables y fiscales de los activos solicitados y no
otorgados:
Para esta fase la Dirección de Finanzas determinó los valores contables y fiscales
aplicando las metodologías implementadas por Pemex y criterios como el de
Metodología de Esfuerzos Exitosos.
AUDITORÍAS PRACTICADAS Y ATENCIÓN A OBSERVACIONES
El procedimiento que se documenta ha sido objeto de dos auditorías:
a. Auditoría Superior de la Federación.
Determinación de las Compensaciones a Pemex por Inversiones Afectadas, Auditoría
Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 431-DE.
b. Objetivo de la auditoría:
Fiscalizar la gestión financiera en la valuación y la determinación del justo valor
económico de las inversiones afectadas en la adjudicación de las asignaciones de las
áreas y los campos relacionados con las actividades de exploración y extracción del
petróleo.
c. Resumen de Observaciones y Acciones
77 Artículos 65,70, 75 y 80, fracciones IV y XII del Estatuto Orgánico PEP vigente.
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A continuación, se presenta la siguiente tabla con las recomendaciones emitidas por parte
de la Auditoría Superior de la Federación y, las acciones realizadas por parte de la entidad
fiscalizada, a decir Pemex Exploración y Producción.
Tabla 7. Recomendaciones emitidas y acciones realizadas, auditoría ASF 431-DE
Clave de
Recomendación Recomendaciones emitidas Acciones realizadas
16-6-90T9G-02-
0431-01-001
Para que Pemex Exploración y
Producción presente una nueva
solicitud de posible afectación del
justo valor económico que incluya
los nueve pozos de las cinco
solicitudes por 1,664,919.1 M$,
monto que deberá ser mayor al
incluir el valor neto contable de los
cuatro activos que presentó en
cero pertenecientes a pozos
exitosos.
Los términos de esta
recomendación y los mecanismos
Con base en los Lineamientos emitidos por la
Secretaría de Energía78 sobre justo valor
económico; en su Capítulo III, Artículo 5,
párrafo cuarto, que a la letra dice: En caso de
que la Secretaría deseche la Solicitud de
Posible Afectación, o bien niegue la
existencia de una Inversión Afectada, dejará
a salvo el derecho de Pemex para que por
única ocasión presente una nueva Solicitud
de Posible Afectación, respecto de la misma
Área Considerada; en este contexto, se
llevarán a cabo las siguientes acciones:
1. Elaborar la documentación soporte, donde
se enlisten los activos referentes a las áreas
de exploración que fueron desechadas por
Secretaría de Energía.
78 Lineamientos que establecen los términos y el procedimiento para el reconocimiento del justo valor económico de las inversiones de Pemex que se llegaran a afectar como resultado del proceso de adjudicación de asignaciones para llevar a cabo actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. Secretaría de Energía, 29 de febrero de 2016.
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Clave de
Recomendación Recomendaciones emitidas Acciones realizadas
para su atención fueron acordados
con la entidad fiscalizada.
2. Solicitar la colaboración del área contable
y fiscal de Pemex Exploración y Producción,
para determinar el valor contable y fiscal de
los activos correspondientes a las áreas de
exploración que fueron desechadas por
Secretaría de Energía.
3. Solicitar el apoyo de la Dirección Jurídica
de Pemex Exploración y Producción, para
que emita sus observaciones y comentarios;
para que posteriormente presente las
solicitudes de justo valor económico ante la
Secretaría de Energía.
16-6-90T9G-02-
0431-01-002
Para que Pemex Exploración y
Producción solicite nuevamente la
determinación del justo valor
económico de los pozos no
considerados por la Secretaría de
Energía por 6,242,378.6 M$, ya
que en la base de datos que
presentó están catalogados como
pozos exitosos, por lo cual deberá
presentar la situación de cada pozo
y sustentar la inversión efectuada
Con base en los Lineamientos emitidos por la
Secretaría de Energía 79 sobre justo valor
económico; en su Capítulo III, Artículo 5,
párrafo cuarto, que a la letra dice: “En caso
de que la Secretaría deseche la Solicitud de
Posible Afectación, o bien niegue la
existencia de una Inversión Afectada, dejará
a salvo el derecho de Pemex para que por
única ocasión presente una nueva Solicitud
de Posible Afectación, respecto de la misma
79 Ídem
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Clave de
Recomendación Recomendaciones emitidas Acciones realizadas
con base en la Metodología de
Esfuerzos Exitosos.
Los términos de esta
recomendación y los mecanismos
para su atención fueron acordados
con la entidad fiscalizada.
Área Considerada”; en este contexto, se
llevarán a cabo las siguientes acciones:
1. Elaborar la documentación soporte, donde
se enlisten los activos correspondientes a las
áreas en exploración y campos en
producción, que no fueron considerados
como inversiones afectadas por SENER en la
solicitud de justo valor económico que fue
anteriormente presentada.
2. Solicitar la colaboración del área contable
y fiscal de Pemex Exploración y Producción,
para determinar el valor contable y fiscal de
los activos correspondientes a las áreas en
exploración y campos en producción, que no
fueron considerados por Secretaría de
Energía en la solicitud de justo valor
económico que fue anteriormente
presentada. Se presentará un documento
más amplio sobre la Metodología de
esfuerzos exitosos como una práctica que se
realiza en la industria.
3. Solicitar el apoyo de la Dirección Jurídica
de Pemex Exploración y Producción, para
que emita sus observaciones y comentarios;
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Clave de
Recomendación Recomendaciones emitidas Acciones realizadas
para que posteriormente presente las
solicitudes de justo valor económico ante la
Secretaría de Energía, en caso de ser viables.
16-6-90T9G-02-
0431-01-003
Para que Pemex Exploración y
Producción someta a
consideración de la Secretaría de
Energía la solicitud para
determinar el justo valor
económico de sus inversiones
afectadas por 4,652,342.0 miles de
pesos correspondientes a los
campos no asignados
definitivamente, reportados en sus
estados financieros dictaminados
al 31 de diciembre de 2016.
Los términos de esta
recomendación y los mecanismos
para su atención fueron acordados
con la entidad fiscalizada.
Con base en la presente recomendación
emitida por la Auditoría Superior de la (ASF)
y, en referencia a los campos que no fueron
solicitados por Pemex y que no fueron
otorgados por Secretaría de Energía durante
el procedimiento denominado Ronda Cero,
se llevarán a cabo las siguientes acciones:
1. Elaborar el inventario de los activos
correspondientes a los campos que no
fueron solicitados por Pemex y que no
fueron otorgados por Secretaría de Energía.
2. Solicitar la colaboración del área contable
y fiscal de Pemex Exploración y Producción,
para determinar el valor contable y fiscal de
los activos correspondientes a los campos
que no fueron solicitados por Pemex y que
no fueron otorgados por Secretaría de
Energía.
3. Solicitar el apoyo de la Dirección Jurídica
de Pemex Exploración y Producción, para
que emita sus observaciones y comentarios;
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Clave de
Recomendación Recomendaciones emitidas Acciones realizadas
para que posteriormente presente las
solicitudes de justo valor económico ante la
Secretaría de Energía, en caso de ser viables.
Fuente: Pemex Exploración y Producción
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IX. Resultados y beneficios
alcanzados e impactos
identificados
RESULTADOS OBTENIDOS
El reconocimiento del justo valor económico de inversiones de Pemex
afectadas como resultado del proceso de Ronda Cero no ha concluido:
◼ De las 87 solicitudes de posible afectación recibidas por Secretaría de
Energía, restan 25 por resolver.
◼ El pago de las cantidades reconocidas por Secretaría de Energía, como se
mencionó en el capítulo anterior, se da a través de la presentación de las
declaraciones autorizadas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
a través de los mecanismos establecidos por el Servicios de
Administración Tributaria conforme a la Miscelánea fiscal publicada para
2017 y 2018.
◼ Respecto de las 5 solicitudes de posible afectación en las áreas 091-052,
090-055, 088-062, 087-057 y 086-058, que fueron presentadas ante
Secretaría de Energía y desechadas el 7 de septiembre de 201680, se
presentarán de nueva cuenta por Pemex.
◼ Respecto de las solicitudes de posible afectación de las áreas objeto de la
licitación 2 de la ronda 1, las mismas se presentarán de nueva cuenta por
Pemex.
80 Oficios números: 521.DGEEH.711/16 al 521.DGEEH.715/16 (ver sección XI).
P á g i n a | 1 0 7
◼ Pemex, como se comentó en el capítulo anterior se encuentra documentando las
solicitudes de posible afectación de las inversiones afectadas con motivo de las Rondas
2.2 y 2.3.
◼ En el momento en el que se actualice una afectación a las inversiones de Pemex con
motivo de la licitación y adjudicación de áreas que tengan como antecedente un Titulo
de Resguardo, Pemex presentará la solicitud de posible afectación que corresponda
conforme a los mecanismos que determinen las autoridades competentes.
Los Lineamientos de Secretaría de Energía en el artículo 7, en el penúltimo párrafo
establecen que la Resolución que contenga la determinación del justo valor económico de
las inversiones afectadas a Pemex deberá señalar los mecanismos para que se realice la
contraprestación, y que para tal efecto en todo momento se deberá considerar el
presupuesto para el año fiscal que corresponda y que se deberá contar con la opinión de la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
Dado lo anterior, es importante destacar lo establecido por la Ley de Ingresos de la
Federación para el ejercicio fiscal de 2018, respecto a lo que el legislativo previó respecto
del tema del reconocimiento del justo valor: Que el gasto corriente estructural81 a que se
refiere el artículo 2, fracción XXIV BIS de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad
Hacendaria excluirá, adicionalmente a los conceptos de gasto previstos en dicha fracción,
los gastos relativos a la implementación de las reformas a que se refiere el Decreto por el
que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados
Unidos Mexicanos en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la
81 Es el monto correspondiente al gasto neto total, excluyendo los gastos por concepto de costo financiero, participaciones a las entidades federativas, a los municipios y demarcaciones territoriales del Distrito Federal, adeudos de ejercicios fiscales anteriores, combustibles utilizados para la generación de electricidad, pago de pensiones y jubilaciones del sector público, y la inversión física y financiera directa de la Administración. Pública Federal. El Gasto neto total: la totalidad de las erogaciones aprobadas en el Presupuesto de Egresos con cargo a los ingresos previstos en la Ley de Ingresos, las cuales no incluyen las amortizaciones de la deuda pública y las operaciones que darían lugar a la duplicidad en el registro del gasto.
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Federación el 20 de diciembre de 2013,
así como de las leyes secundarias que
derivan de dicho Decreto, publicadas en el
mismo órgano de difusión oficial el 11 de
agosto de 2014.
BENEFICIOS ALCANZADOS
Los beneficios alcanzados del proyecto
que se documenta consisten en la
acreditación y por lo tanto en el
reconocimiento del justo valor económico
por parte de Secretaría de Energía, de las
inversiones afectadas a Pemex como
resultado del procedimiento denominado
Ronda Cero, así como el pago del mismo.
Con base en lo anterior, se describen a
continuación los beneficios que se han
alcanzado por lo que respecta a las 92
solicitudes de posible afectación
presentadas por Pemex ante Secretaría
de Energía, en cumplimiento al
procedimiento establecido por dicha
82 Al final del procedimiento la Secretaría de Energía sólo tuvo por recibidas 87 solicitudes de posible afectación, ya que 5 de ellas fueron desechadas por esa Secretaría en la etapa de susficiencia documental. Para el detalle de estas solicitudes de afectación referirse al Capitulo VII Acciones realizadas. 83 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 4 a 9; ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx (Ver sección XI).
Dependencia, así como respecto de las
áreas en las que han sido afectadas
inversiones de Pemex con motivo de las
licitaciones, y cuya solicitud de posible
afectación aún no ha presentado Pemex:
El 27 de enero y 9 de febrero de 2017, la
Secretaría de Energía, con base en la
opinión de la Secretaría de Hacienda y
Crédito Público notificó a Pemex las
resoluciones de la determinación del justo
valor económico de 56 solicitudes de las
8782 recibidas por un valor de
18,331,574.4 M$83, que cumplieron con
los Lineamientos de la Secretaría de
Energía y los criterios determinados por la
Dirección General de Exploración y
Extracción de Hidrocarburos de la
Secretaría de Energía, en el Documento
de Soporte de Decisión, que forma parte
integral de las mismas.
En dichos documentos la Secretaría de
Energía determinó el justo valor
económico de 44 solicitudes del Grupo A,
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y 12 solicitudes del Grupo B.1 por
2,186,963.1, correspondientes a los 145
activos que sólo considero, de un total de
11,696,783.3 M$; correspondientes a los
391 activos incluidos en las 56 solicitudes;
es decir, no se le reconocieron
9,419,979.5 M$, de los cuales 7,741,438.7
M$, el 82%, correspondieron a pozos
inactivos, y 1,678,540.8 M$, el 18%, a
activos de los que Pemex Exploración y
Producción, conserva los derechos y
mantiene en operación.84
La autorización por la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público de dichos
pagos fue notificada a Pemex el 23 de
noviembre de 201785, y esta fue solicitada
por Pemex Exploración y Producción, el 6
de junio del mismo año Pemex
Exploración y Producción.86
De las 87 solicitudes de posible afectación
recibidas por Secretaría de Energía y las
56 resueltas, restan por resolver un total
de 25 solicitudes 25 del Grupo C
establecido por Secretaría de Energía.
Para tal efecto, la SENER está a la espera
del acta final de entrega-recepción entre
los contratistas ganadores de la licitación
1.3 de la Ronda 1, quedando pendiente
por acreditarse un monto de
6,591,385,271 MM$, relacionados a los
activos del proceso de licitación
denominado Ronda 1.87
84 Ibidem. 85 Oficio No. 349-B-1396 (Ver sección XI). 86 Auditoría 431, página 15 (Ver sección XI). 87 Ibidem.
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Tabla 8. Solicitudes de justo valor económico por grupos y resoluciones a 2017(miles de pesos)
Fuente: Exploración y Producción
Con posterioridad a la emisión de los Lineamientos de la Secretaría de Energía y la
presentación de las solicitudes de posible afectación por parte de Pemex ante la Secretaría
de Energía el 28 de junio de 2016, la Comisión Nacional de Hidrocarburos emitió la
Convocatoria para las Rondas 2.2 y 2.3, cuyas áreas tenían como antecedente haber sido
otorgadas a Pemex como Áreas de Resguardo88. Las referidas convocatorias fueron
publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 24 de agosto de 2016 (Ronda 2.2) y el 15
de noviembre de 2016 (Ronda 2.3), resolviéndose ambas el 21 de julio de 2017.
El proceso de licitación y la correspondiente adjudicación de las áreas mencionadas, afectó
inversiones efectuadas de Pemex en las mismas por lo que al momento de la elaboración
88 Ronda 2.2: AR-0468 Campo Acahual, AR-0469 -Campo Viche, AR-0474 -Campo Jabalina, AR-0475 Campo Río Bravo, AR-0478 -Campo Pípil, AR-0483 -Campo Chalupa, AR-0485 Campo Pame, AR-0486 -Campo Patriota, AR-0488 -Campo Ecatl, AR-0490 Campo Granaditas, AR-0491- Campo Fósil, AR-0492 -Campo Casta, AR-0493 Campo Ita, AR-0494-Campo'Fitón, AR-0495 -,Gampo Yac, AR-0496 -Campo Rusco, AR-0499 -Campo Organdí y AR-0501 –Campó Bragado, ver oficio 521-DGEEH-644-2017 del 20 de diciembre de 2017. Anexo 15 Ronda 2.3: AR-0408 - Campo Cafeto, AR-0423 -Campo Gutiérrez Zamora, AR-0435 -Campo Miguel Hidalgo, AR-0451 -Campo Remolino, AR-0467 -Campo Vernet, AR-0480 -Campo Carlos y AR-0482 -Campo Picadillo, oficio 521-DGEEH-644-2017 del 20 de diciembre de 2017 (ver sección XI). Anexos 16
Grupos VNC 2015 Final JVE Resoluciones 2017
Grupo A: Extracción 9,241,769.9 1,668,566.9
Grupo B.1: Exploración 2,498,418.7 518,396.2
Grupo B.2: Ronda 1.2 3,589,488.0 0
Grupo C: En Proceso Ronda 1.3 3,001,897.8 0
Total general 18,331,574.4 2,186,963.1
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del presente libro Pemex se encuentra documentando las afectaciones para presentar la
solicitud de posible afectación ante Secretaría de Energía a la brevedad.
IMPACTOS IDENTIFICADOS
Para el análisis de cómo se han ido alcanzando los beneficios señalados, es necesario tomar
en consideración que a Pemex, respecto de algunas de las áreas en exploración y campos
en producción que solicitó y que no le fueron otorgados en Ronda Cero, la Secretaría de
Energía le otorgó en su lugar asignaciones de resguardo, las cuales, de acuerdo con los
Términos y Condiciones de sus Títulos, tienen la característica de que el asignatario tendrá
la obligación de resguardar las instalaciones, el medio ambiente y de continuar con la
extracción sustentable hasta que el Estado determine su licitación.
En ese sentido para la acreditación y el reconocimiento del justo valor económico por parte
de Secretaría de Energía de las inversiones afectadas a Pemex como resultado del
procedimiento de Ronda Cero, y para el pago del mismo, es necesario considerar dos
criterios:
◼ Que Pemex presentó las solicitudes de posible afectación, dentro del plazo que
disponían los Lineamientos de Secretaría de Energía, considerando las áreas en
exploración y campos en producción que solicitó y que no le fueron otorgados en Ronda
Cero bajo ningún título, así como las afectaciones con motivo de las licitaciones de las
que fueron objeto algunas áreas de resguardo reconocidas por las leyes de Ingresos de
la Federación para los ejercicios fiscales de 2016 y 2017, y
◼ Que Pemex sería objeto de otras afectaciones en las áreas que no le fueron otorgadas
en Ronda Cero bajo ningún título y, en las que tuvo afectaciones con motivo de las
licitaciones de las que fueron objeto y que fueron reconocidas por las leyes de Ingresos
de la Federación para los ejercicios fiscales de 2016 y 2017.
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X. Resumen ejecutivo del
informe final del servidor
público responsable de la
ejecución del proyecto
FUNDAMENTO LEGAL DEL PROCEDIMIENTO DENOMINADO JUSTO
VALOR ECONÓMICO DE LAS INVERSIONES DE PEMEX AFECTADAS
COMO RESULTADO DEL PROCESO DE ADJUDICACIÓN DE
ASIGNACIONES PARA LLEVAR A CABO LAS ACTIVIDADES DE
EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DENOMINADO RONDA CERO
En referencia a lo establecido en el Artículo Sexto Transitorio, quinto párrafo,
del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de
Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 20 de diciembre
de 2013, el cual establece que en caso de que como resultado del proceso de
adjudicación de Asignaciones para llevar a cabo las actividades de
exploración y extracción de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos; se
llegaran a afectar inversiones de Pemex, éstas serán reconocidas en su justo
valor económico en los términos que para tal efecto disponga la Secretaría
de Energía.
En este contexto, la SENER expidió los Lineamientos que establecen los
términos y el procedimiento para el reconocimiento del Justo Valor
Económico de las inversiones de Pemex que se llegaran a afectar como
resultado del proceso de adjudicación de asignaciones para llevar a cabo
actividades de exploración y extracción de hidrocarburos el día 29 de febrero
de 2016.
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CRITERIOS APLICADOS POR LA SECRETARÍA DE ENERGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL JUSTO VALOR ECONÓMICO
Tabla 9. Criterios aplicados por la Secretaría de Energía para obtener el justo valor económico.90
89 Documento soporte de decisión - Reconocimiento del Justo Valor Económico, áreas solicitadas por Pemex emitido por la Dirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía. 90 Documento soporte de decisión - Reconocimiento del Justo Valor Económico.
# Criterio Descripción
1
Requisitos
establecidos en
los artículos 3 y 4
y el Anexo 1 de
los
Lineamientos.
Se consideraron sólo los activos fijos que obran en las Actas
Circunstanciadas de Hechos de las 56 áreas consideradas presentadas
por Pemex a la Secretaría de Energía, el 25 de agosto de 2016, en
atención de las prevenciones emitidas por la Dirección General de
Exploración y Extracción de Hidrocarburos de la Subsecretaría de
Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, el 28 de julio de 2016.
Asimismo, se verificó geoespacialmente que los Activos Fijos
susceptibles de compensación no se ubicaran dentro de un Área Natural
Protegida de conformidad con el artículo 41 de la Ley de Hidrocarburos.
2
La definición de
Área
Considerada
establecida en
los
Lineamientos.
Se consideraron sólo aquellas áreas en exploración y campos en
producción que hayan sido incluídos en la Solicitud de Ronda Cero por
Pemex y que no fueron otorgados en Asignación por la Secretaría de
Energía en dicha Ronda, de conformidad con el Artículo 2, fracción II de
los Lineamientos.89
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Fuente: Exploración y Producción
# Criterio Descripción
3
La localización
de los Activos
Fijos.
Se tomaron en cuenta los Activos Fijos que derivado del análisis
geoespacial realizado por la Dirección General de Exploración y
Extracción de Hidrocarburos de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la
Secretaría de Energía se encuentran dentro, o bien, relacionados con las
Áreas Consideradas, a apartir de la información proporcionada por
Pemex.
4 No ser un pozo
inactivo
Se entiende por pozo inactivo aquel cuyo estado operativo sea cerrado
(con o sin posibilidad de convertirse en productor), fuera de operación
(definitiva o temporal), taponado o pendiente de taponamiento. Cabe
señalar que los pozos inactivos no pueden considerarse como Activos
Fijos con valor económico, toda vez que desde el punto de vista técnico,
puede ser o llegar a convertirse en un pasivo ambiental, social y/o de
infraestructura.
5
No mantener
derechos sobre
los Activos Fijos.
La Dirección General verificó específicamente que cada uno de los
Activos Fijos no se encuentren de Asignaciones o Contratos de
Exploración y Extracción de Hidrocarburos derivados de una migración
de los que Pemex sea titular.91
6 No encontrarse
duplicado.
A partir de información presentado por Pemex, en caso de duplicidad
de Activos Fijos se consideró una sola vez.92
7 Otros. No se consideró el Pozo Catamat-1 toda vez que dicho pozo no contó
con autorización para perforación por parte de la Secretaría de Energía.
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En relación con los requisitos establecidos en los artículos 3 y 4 y el Anexo 1 de los
Lineamientos de la Secretaría de Energía.
El Documento Soporte de Decisión se establece la fórmula que se utiliza para determinar el
justo valor económico:
JVE = COA – VDC
Donde,
JVE: Justo valor económico.
COA: Costo de adquisición sin considerar impuestos ni costos de capital.
VDC: Valor de la depreciación contable.
SOLICITUD DE PEMEX EN EL PROCEDIMIENTO DENOMINADO JUSTO VALOR
ECONÓMICO DE LAS INVERSIONES DE PEMEX AFECTADAS COMO RESULTADO DEL
PROCESO DE ADJUDICACIÓN DE ASIGNACIONES PARA LLEVAR A CABO LAS
ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DENOMINADO RONDA CERO
El 28 de junio de 201693, Pemex presentó a la Secretaría de Energía 92 Solicitudes de Posible
Afectación correspondientes a campos en producción y áreas en exploración no otorgadas
a Pemex en el procedimiento denominado Ronda Cero, y diversas asignaciones de
resguardo que se licitaron por la Comisión Nacional de Hidrocarburos en la licitación 3 de la
Ronda 1, por un monto de 68,391,775.0 M$94 dentro de los 120 días naturales posteriores
a la emisión de los Lineamientos Secretaría de Energía.
91 Ibidem. 92 Ibidem. 93 Oficios números: DJ-154-2016 al DJ-167-2016, del DJ-169-2016 al DJ-184-2016, así como DJ-186-2016 al DJ-247-2016. 94 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 4 a 9; ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx (). Y expedientes de las 92 solicitudes presentadas.
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El 28 de julio de 2016 la Secretaría de Energía requirió a Pemex Exploración y Producción,
información diversa en el plazo de 20 días naturales previsto en el artículo 3 y en el anexo
1 de los Lineamientos Secretaría de Energía; en atención a dicho plazo, el 16 de agosto de
2016 Pemex Exploración y Producción, solicitó a la Secretaría de Energía una ampliación del
plazo en términos del artículo 31 de la LFPA, por lo cual el 17 de agosto de 2016, la Secretaría
de Energía autorizó 10 días naturales adicionales a partir de la recepción del oficio
respectivo, por lo que el plazo para atender la prevención concluyó el 26 de agosto de
2016.95
Dentro del plazo antes referido, en opinión de la Secretaría de Energía, Pemex Exploración
y Producción, no desahogó la prevención satisfactoriamente en 5 de las 92 Solicitudes de
Posible Afectación presentadas en junio de 2016, por lo que continuaron el proceso
solamente por 87 solicitudes.96
Al respecto, se destaca que Pemex Exploración y Producción, presentó información en tres
fechas distintas, cuyos montos se modificaron como se muestra en la siguiente tabla:97
95 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, página 4, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx, así como la información referida en la sección de antecedentes del oficio 521.DGEEH.032/17 y 521.DGEEH.037/17 del 24 de enero de 2017, mediante las cuales la Secretaría de Energía emitió la resolución relativa a la solicitud de posible afectación del área considerada Coyotes y Enispe. 96 Las solicitudes son: DJ-206-2016 (091-52); DJ-209-2016 (090-55); DJ-211-2016 (088-62); DJ-215-2016 (087-057); y DJ-216-2016 (086-058). 97 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 4 y 5, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx
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Tabla 10. Información proporcionada por Pemex Exploración y Producción, a la Secretaría de Energía para determinar el justo valor económico (miles de pesos)
Fuente: Exploracion y Produccion
Con el análisis de la primera información del 28 de junio de 2016 (columna A), que se
comparó con la del 14 de octubre de 2016 (columna C) de la tabla anterior, se constató que
Pemex Exploración y Producción, eliminó ductos por 42,804,874.8 M$, instalaciones por
204,742.6 M$y pozos por 7,050,583.2 M$.
Las causas que motivaron la variación en las cifras mostradas en la tabla anterior, es decir
la disminución de los montos que ingresó Pemex Exploración y Producción, a la Secretaría
de Energía para la determinación del justo valor económico, se detallan a continuación:
◼ Los ductos no formaron parte de la solicitud de Ronda Cero, ya que se requirieron
campos y se cuantificaron los inventarios (activos) de los campos, de conformidad con
el artículo sexto transitorio del Decreto de reforma.
Concepto
Información del 28
de junio de 2016
Información del 26
de agosto de 2016
Información del 14
de octubre de 2016
Total variaciones A
y C
Act
ivo
s Importe
Act
ivo
s Importe
Act
ivo
s Importe
Act
ivo
s Importe
A B C
Ductos 169 43,706,899.4 120 3,825,094.0 118 902,024.6 51 42,804,874.8
Instalaciones 30 911,940.5 31 707,197.9 31 707,197.9 -1 204,742.6
Pozos 1,675 23,772,935.1 1,541 16,722,351.9 1,540 16,722,315.9 135 7,050,583.2
Total general 1,874 68,391,775.0 1,692 21,254,643.8 1,689 18,331,574.4 185 50,060,200.6
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◼ En los lineamientos emitidos por la Secretaría de Energía para reconocer el justo valor
económico se estableció la inclusión de los inventarios asociados a cada asignación, sin
definir el tratamiento por el uso de ductos e instalaciones.
◼ Durante el proceso de la licitación 3 de la Ronda 1, se solicitó que se definieran los
protocolos que debía seguir Pemex Exploración y Producción, para considerar los
inventarios que formarán parte de las áreas contractuales. El 27 de julio de 2016, la
Comisión Nacional de Hidrocarburos y el contratista firmaron las actas al definirse los
inventarios que se considerarían y se aclaró que los ductos que ofrecen servicio a
diferentes asignaciones deben formar parte de los activos de Pemex Exploración y
Producción, ya que representan un valor estratégico para el manejo de la producción
de las asignaciones.
◼ A partir de la definición del párrafo anterior se revisaron los ductos estratégicos que
dan servicio a diferentes asignaciones y se retiraron del reconocimiento del justo valor
económico.
Cabe destacar que conforme a la información presentada a la Secretaría de Energía
atendiendo a la solicitud de esa dependencia, Pemex excluyó del monto solicitado
originalmente como justo valor económico la cantidad de 50,060,200.6 M$ integrados por
42,804,874.8 M$, de ductos al considerarlos estratégicos para la operación, y 7,255,325.8
M$, de las instalaciones y pozos por encontrarse duplicados, presentar un traslape o
encontrarse en forma sobrepuesta entre el área solicitada como inversión afectada y las
asignaciones otorgadas a Pemex Exploración y Producción, en el procedimiento
denominado Ronda Cero; por lo que los ductos, los pozos y las instalaciones por
50,060,200.6 M$, continúan siendo propiedad de Pemex Exploración y Producción.
P á g i n a | 1 1 9
Para efectos de su análisis, la Secretaría de Energía dividió las 87 Solicitudes de Posible
Afectación correspondientes al monto de 18,331,574.4 M$, en los siguientes términos:98
Grupo A: Conformado por 44 áreas (extracción) solicitadas a las que se les declaró
suficiencia documental el 11 de noviembre de 2016, de conformidad con el artículo 3 y el
Anexo 1 de los Lineamientos Secretaría de Energía, que incluyeron 232 activos con un valor
neto contable de 9,241,769.9 M$.
Grupo B: Constituido por 18 áreas solicitadas, de las cuales a 12 áreas (Grupo B.1) se les
declaró suficiencia documental el 23 de noviembre de 2016, de conformidad con el artículo
3 y el Anexo 1 de los Lineamientos Secretaría de Energía; este grupo incluyó 159 activos con
un valor neto contable de 2,498,418.7 M$, y seis áreas (Grupo B.2), en términos del artículo
Transitorio Décimo Segundo de la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal
2016, que incluyeron nueve activos con un valor neto contable de 3,589,488.0 M$, los
cuales se encuentran en espera del acta final de entrega-recepción con los contratistas
ganadores de la Ronda 1 de la licitación 2, número CNH-R01-L02/2015.
Grupo C: Integrado por 25 áreas solicitadas a las que se les suspendió el proceso debido a
que no contaron con el acta definitiva de entrega-recepción de los activos transferidos por
Pemex Exploración y Producción, a los contratistas ganadores de la Ronda 1 de la licitación
3, número CNH-R01-L03/2015, que incluyó 1,289 activos con un valor neto contable de
3,001,897.8 M$.
98 Ídem, página 7.
P á g i n a | 1 2 0
Tabla 11. Distribución de las Solicitudes de Justo Valor Económico presentadas por Pemex Exploración y Producción (miles de pesos)
Grupos No.
Solicitud Activos VNC 2015 Final
JVE Resoluciones
2017
Grupo A: Extracción. 44 232 9,241,769.9 1,668,566.9
Grupo B.1: Exploración. 12 159 2,498,418.7 518,396.2
Grupo B.2: Ronda 1.2 6 9 3,589,488.0 0
Grupo C: En Proceso Ronda 1.3 25 1,289 3,001,897.8 0
Total general 87 1,689 18,331,574.4 2,186,963.1
Fuente: Pemex Exploración y Producción
RESULTADOS DEL PROCEDIMIENTO DENOMINADO JUSTO VALOR ECONÓMICO DE LAS INVERSIONES DE PEMEX AFECTADAS COMO RESULTADO DEL PROCESO DE ADJUDICACIÓN DE ASIGNACIONES PARA LLEVAR A CABO LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DENOMINADO RONDA CERO
Con base en la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, el 27 de enero y 9 de
febrero de 2017, la Secretaría de Energía emitió las resoluciones relativas a la determinación
del justo valor económico de las 56 solicitudes (145 activos) por un monto de 2,186,963 M$
(1,668,566.9 M$ el 27 de enero de 2017 y 518,396.2 M$ el 9 de febrero de 2017), de un
total de 11,696,783.3 M$ 391 activos); es decir, no se le reconocieron a Pemex 9,419,979.5
M$, de los cuales 7,741,438.7 M$, el 82%, correspondieron a pozos inactivos, y 1,678,540.8
M$, el 18%, a activos de los que Pemex Exploración y Producción, conserva los derechos y
mantiene en operación.
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Asimismo, en las fechas antes señaladas 31 de las 87 Solicitudes de Posible Afectación
quedaron pendientes de resolución, ya que se debía esperar el acta final de entrega-
recepción entre los contratistas ganadores de las licitaciones 2 y 3 de la Ronda 1 de la
Comisión Nacional de Hidrocarburos.99 Al respecto, particularmente se señala lo siguiente:
Licitación número CNH-R01-L01/2014.100
Cabe señalar que de la licitación CNH-R01-L01/2014, se revisaron los dos contratos
correspondientes a la Ronda 1. Al respecto, Pemex Exploración y Producción, no presentó
inversiones afectadas debido a que ningún pozo se localizó en esa área, por lo que no
existieron inversiones afectadas a Pemex Exploración y Producción.
Licitaciones números CNH-R01-L02/2015 y CNH-R01-L03/2015.101
De acuerdo con los contratos de la licitación 3 de la Ronda 1, se señala que en la Etapa de
Transición de Arranque, a partir de la fecha efectiva (fecha de firma del contrato) iniciará
una etapa que tendrá una duración de 90 días, en la cual se entregará el área contractual al
contratista por la Comisión Nacional de Hidrocarburos o un tercero designado y se
conducirá conforme a lo siguiente:
◼ La Comisión Nacional de Hidrocarburos proporcionará al contratista la información
disponible a la fecha efectiva respecto de los pozos y materiales, incluyendo el
inventario de activos, las autorizaciones ambientales, así como la información relativa
a los impactos sociales en el área contractual.
99 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 8 y 9, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx y Oficio No.260.906/2017. 100 Ver Contratos No. CNH-R01-L01-A2-2015 y Contrato No. CNH-R01-L01-A7-2015, Anexos 13-14 y con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, página 13, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx. 101 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, páginas 13 y 14, ver http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx
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◼ El contratista estará obligado a documentar la existencia y estado de integridad de los
pozos y materiales. El Estado vigilará que el contratista o asignatario a cargo del área
contractual, con anterioridad a la fecha efectiva, realice las actividades de abandono
de pozos y materiales que no sean útiles para las actividades petroleras.
Considerando lo anterior, la Secretaría de Energía en los oficios números
521.DGEEH.1144/16 y 521.DGEEH.1271/16 del 10 y 23 de noviembre de 2016, y
521.DGEEH.195/17 del 30 de marzo de 2017, solicitó a la Comisión Nacional de
Hidrocarburos copia de las actas de entrega-recepción de los inventarios de los activos
transferidos a los licitantes ganadores en las licitaciones números CNHR01-L02/2015 y CNH-
R01-L03/2015, en su versión definitiva. Con el oficio núm. 220.0411/17 del 16 de junio de
2017, la Comisión Nacional de Hidrocarburos informó que los activos que conforman la
licitación núm. CNH-R01-L02/2015 se incluyeron en cada uno de los contratos como Anexo
5, por lo cual no se elaboraron actas entrega-recepción del área contractual, al no tener
más activos para entregar al contratista.
Las Solicitudes de Posible Afectación correspondientes a la licitación número CNH-R01-
L02/2015 se negaron por la Secretaría de Energía en 2017.102
Pemex se encuentra valorando nuevamente la información entregada con las solicitudes de
Posible Afectación presentadas ante Secretaría de Energía y rechazadas o desechadas por
ésta, y a su vez integra nueva información para presentar por segunda ocasión las referidas
Solicitudes de Posible Afectación, en ejercicio del derecho que le confieren los propios
Lineamientos de Secretaría de Energía.
102 Oficio No. 349-B-1396 del 23 de noviembre de 2017 de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).
P á g i n a | 1 2 3
Por otra parte, mediante nota informativa, la Comisión Nacional de Hidrocarburos
comunicó que se programó concluir en 2017 la firma de las actas de entrega-recepción de
los activos correspondientes a la licitación núm. CNH-R01-L03/2015.103
Tabla 12. Detalle Resumen de las Solicitudes presentadas por Pemex Exploración y Producción: Grupos A,B.1, B.2 y C104 (miles de pesos)
RESUMEN No. Solicitud VNC 2015 Final JVE Resoluciones
2017 En Proceso R1.3
Total general 87 18,331,574.4 2,186,963.1 3,001,897.8
Fuente: Pemex Exploración y Producción
103 Con base en la información obtenida de la Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la Auditoria Superior de la Federación, página 14. 104 Tabla elaborada con base en la información proporcionada por Pemex y en la resolución emitida por la Secretaría de Energía correspondiente.
P á g i n a | 1 2 4
XI. Anexos
Anexo 1 Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 16-0-18100-02-0431 de la
Auditoría Superior de la Federación. Ver enlace:
http://www.asfdatos.gob.mx/
Anexo 2 Campos licitados en la Ronda 1.3 Ver enlace:
https://rondasmexico.gob.mx/l03-seguimiento-y-
transparencia/#resultado
Anexo 3 Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción publicado en
el Diario Oficial de la Federación el 28 de marzo de 2013). Ver
enlace:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5293895&fecha
=28/03/2013
Anexo 4 Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción
(Modificación, en el Diario Oficial de la Federación el 30 de octubre
de 2013). Ver enlace:
http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5320167&fecha=30/1
0/2013
Anexo 5 Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción
(Modificación, en el Diario Oficial de la Federación el 07 de febrero
de 2014). Ver enlace:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5331942&fecha
=07/02/2014
P á g i n a | 1 2 5
Anexo 6 Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción (Modificación, en el
Diario Oficial de la Federación el 25 de febrero de 2014). Ver enlace
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/regla/n369_25feb14.doc
Anexo 7 Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción (publicado en el
Diario Oficial de la Federación el 03 de julio de 2015). Ver enlace:
http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5399405&fecha=03/07/2015
Anexo 8 Solicitud que Pemex somete a consideración de la Secretaría de Energía
para la adjudicación de áreas en exploración y campos en producción, a
través de asignaciones, en términos del Transitorio Sexto. 21 de marzo de
2014. Versión ejecutiva. Ver enlace:
https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/55594/Solicitud_de_c
ampos_y_areas_de_Pemex_6oTransitorio.pdf
Anexo 9 Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018. Ver enlace:
http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5299465&fecha=20/05/2013.
Anexo 10 Programa Sectorial de Energía, publicado en el Diario Oficial de la
Federación el 13 de diciembre de 2013. Ver enlace:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5326587&fecha=13/12
/2013
Anexo 11 Consejo de Administración de Pemex, Sesión 868 Extraordinaria, 14 de
marzo de 2014. Acuerdo CA-021/2014. Ver enlace:
http://www.pemex.com/acerca/gobierno-
corporativo/consejo/Paginas/acuerdos_2014.aspx
P á g i n a | 1 2 6
Anexo 12 Secretaría de Energía, Resultado de la Ronda Cero. Ver enlace:
https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/55586/Documento_W
EB_Ronda_CeroSSH.pdf
Anexo 13 Contrato CNH-R01-L01-A2/2015. Ver enlace:
https://rondasmexico.gob.mx/cnh-r01-l01-a2-2015/
Anexo 14 Contrato No. CNH-R01-L01-A7-2015. Ver enlace:
https://rondasmexico.gob.mx/cnh-r01-l01-a7-2015/
Anexo 15 Campos licitados en la Ronda 2.2 Ver enlace:
https://rondasmexico.gob.mx/r2-l02-areas-contractuales/
Anexo 16 Campos licitados en la Ronda 2.3 Ver enlace:
https://rondasmexico.gob.mx/r2-l03-areas-contractuales/
P á g i n a | 1 2 7
METODOLOGÍA DE ESFUERZOS EXITOSOS
Esta metodología requiere una relación de causa y efecto entre los costos incurridos y el
descubrimiento de reservas probadas. Por lo general se lleva inmediatamente a gastos el
costo incurrido para el cual no se prevé un beneficio futuro específico.
Bajo el método de los esfuerzos exitosos algunos costos se capitalizan mientras que otros
se llevan a resultados al incurrirse.
Los costos a capitalizarse incluyen:
1. Pozos y equipos e instalaciones conexas, entre cuyos costos se incluyen los
incurridos para:
a) Obtener acceso a reservas probadas y proveer instalaciones para extraer,
tratar, recoger, y almacenar el petróleo y el gas, incluso el perforar y equipar
los pozos en desarrollo (exitoso o no exitoso), y los pozos de servicios.
b) Perforar y equipar los pozos exploratorios exitosos que han encontrado
reservas probadas.
2. Equipos e instalaciones de apoyo empleados en las actividades de producción
(desarrollo) de petróleo y gas.
3. Pozos, equipos e instalaciones que no se han completado y que aparecen como
obras en construcción asociadas a desarrollo.
Todos los costos que no se encuentran en los supuestos 1, 2 y 3 anteriores, se registran
como gastos al incurrirse en actividades de producción de petróleo y gas; por ejemplo: los
costos geológicos y geofísicos, los costos de mantener y retener propiedades no
desarrolladas, y los costos de perforar pozos exploratorios no exitosos que son aquellos que
no resultaron con reservas probadas. El ASC Topic 932 se basa en el método de esfuerzos
exitosos.
P á g i n a | 1 2 8
TÉRMINOS EMPLEADOS EN LA METODOLOGÍA
Área probada: Es la superficie de la propiedad a la cual se le atribuyen reservas probadas.
Campo: Se refiere a uno o más yacimientos relacionados con la misma estructura geológica o condición estratigráfica.
Pozo de Desarrollo: Pozo perforado dentro de un área probada de reserva de petróleo y gas, a la profundidad conocida como productora. (Explotación o Extracción).
Pozo de Servicio: Pozo perforado con el objetivo de servir de soporte a la producción, esto es como inyector de gas, inyector de agua o para la eliminación de agua salada.
Pozo Exploratorio: Es un pozo perforado para encontrar y producir petróleo o gas en un área no probada, para encontrar una nueva reserva en un campo que contiene otras reservas probadas o para extender una reserva ya conocida. (Exploración o Explotación)
Pozo Estratigráfico: Pozo perforado para, solamente, la obtención de información. Estos pozos son perforados para obtener información de estratos geológicos de sub-superficie y sus profundidades. Son clasificados como:
a) Pozo estratigráfico exploratorio: perforado en un área no probada.
b) Pozo estratigráfico de desarrollo: perforado en un área probada.
Pozo Fuera de Operación: Pozo que al momento no está produciendo hidrocarburos.
Reservas: Formación subterránea porosa y permeable conteniendo petróleo o gas producibles encerrado por rocas impermeables por barreras de agua. Las reservas pueden ser:
a) Reservas probadas.
b) Reservas no probadas.
c) Reservas probadas desarrolladas.
d) Reservas probadas no desarrolladas.
Reservas Probadas: Reservas que son razonablemente ciertas de ser recuperadas en el futuro a partir de reserva conocida, bajo condiciones económicas y de operación existentes como son:
a) Precios vigentes.
b) Tecnología actual.
c) Productibilidad económica soportada por la producción actual.
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Reservas probadas desarrolladas: Son reservas que se espera extraer a través de pozos,
equipos y métodos de operación existentes. Cuando los resultados de pruebas
conducidas por medio de un proyecto piloto o la operación de programas instalados en
los yacimientos indican que aumentará la extracción, debe tratarse como reservas
desarrolladas probadas al petróleo y al gas adicional que se espera obtener mediante la
aplicación de inyecciones de fluido y otras técnicas de extracción complementarias de
las fuerzas y mecanismos naturales utilizados en la extracción primaria.
Reservas probadas no desarrolladas: Las reservas no desarrolladas son aquellas que se
espera extraer de pozos nuevos o de terrenos aún no perforados, o de pozos existentes
cuya explotación requeriría una inversión adicional relativamente importante. Las
reservas en terrenos no perforados deben limitarse a unidades que son linderas de
unidades productivas y para las cuales se tiene una certeza razonable de producción una
vez que se les perfore. Para otros terrenos no perforados, la existencia de reservas
probadas debe demostrarse probando con certeza que existe una continuidad de
producción con la formación productiva existente. Bajo ninguna circunstancia se
atribuirán reservas no desarrolladas probadas a terrenos para los cuales se proyectan
aplicaciones
Yacimientos: Se refiere a formaciones subterráneas de confines establecidos y que
contienen acumulaciones naturales de petróleo o gas, cuya extracción es posible.
Taponado: Cuando algún pozo resulta no productor, improductivo o inyector inoperante,
de acuerdo con los Activos de Exploración o de Producción se puede decidir taponarlo,
colocando tapones de cemento intermedios y uno superficial. Con monumento y placa
descriptiva, en el caso de los terrestres y en el caso de los marinos se deja tapón de
cemento a nivel del fondo marino.
Taponamiento: El taponamiento de pozos es aquella intervención que se realiza para su
abandono temporal o definitivo. El abandono temporal se realiza en pozos que tienen
la posibilidad de incorporarse a producción en el futuro o ser usados con otro fin
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diferente al de producción con el objetivo de mantener la seguridad. En caso de que un
pozo exploratorio sea taponado parcialmente por improductivo y después de cierto
tiempo se revisa y se le encuentra con posibilidades de ser explotado en otro yacimiento.
Se deberá programar una RMA y su producción se cargará al campo más cercano en
explotación, el pozo deberá conservar su nombre original. El abandono definitivo
normalmente se realiza en un pozo por resultar improductivo, por accidente mecánico,
por ser inyector inoperante, por daño ecológico, por seguridad o agotarse la reserva.
Depreciación en Línea Recta: Es la distribución sistemática del importe depreciable de un
activo a lo largo de su vida útil.
Valor Razonable (Modelo de Costo o de Revaluación): Es el importe por el cual un activo
podría ser intercambiado entre partes interesadas y debidamente informadas, en una
transacción realizada en condiciones de independencia mutua.
Factor de Amortización: Es el coeficiente que se genera de dividir la producción mensual
entre la reserva probada desarrollada remanente de los pozos que se encuentran en
operación en un campo.
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NOMENCLATURA DE UNIDADES
b Barriles.
bd Barriles diarios.
°C Grados centígrados.
cm2 Centímetros cuadrados.
m Metros.
m3 Metros cúbicos.
MMb Millones de barriles.
MMpc Millones de pies cúbicos.
MMpcd Millones de pies cúbicos diarios.
MMMpcd Miles de millones de pies cúbicos diarios.
MMMbpce Miles de millones de petróleo crudo equivalente
MMUS$ Millones de dólares.
M$ Miles de pesos
MM$ Millones de pesos
pb Condiciones de punto de burbuja.
PVT Presión, Volumen y Temperatura.
RGA Relación gas aceite.
% Porcentaje.