Libro Blanco - Pemex · 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

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.

http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx

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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.


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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 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.



◼ 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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◼ Activo de Producción Cantarell.

◼ Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.

◼ Subdirección de Producción Región Marina Suroeste.



◼ Activo de Producción Abkatun-Pol-Chuc.

◼ Activo de Producción Litoral de Tabasco.

◼ Unidad de Negocio de Perforación.


◼ 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 Administración del Mantenimiento.

◼ Gerencia de Logística Marina.

◼ Gerencia de Mantenimiento Integral Marino.

◼ Gerencia de Mantenimiento y Logística Norte.

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◼ 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



◼ Subdirección de Desarrollo de Campos.


◼ 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.


◼ 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


◼ Subdirección de Aseguramiento Operativo.

P á g i n a | 2 2

◼ Activo de Exploración Aguas Profundas.


◼ 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 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 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.


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.


Protección Ambiental de Instalaciones Marinas.


Protección Ambiental Campos No Convencionales.


Protección Ambiental Campos de Gas No Asociado.


Protección Ambiental.

2017-2018



◼ Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.

P á g i n a | 2 5


◼ Subdirección de Producción Bloques Sur.

◼ Subdirección de Producción Bloques Norte.

◼ 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.

◼ 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 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.


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.



◼ 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 Operación de Alianzas y Asociaciones.


◼ Activo Integral de Producción Bloque N01.



◼ Gerencia de Administración de Asignaciones Aguas Profundas.





◼ Activo Integral de Producción Bloque AS01-01.

P á g i n a | 2 7








◼ Subdirección de Producción Bloques Sur.




◼ Activo Integral de Producción Bloque S01.




◼ Subdirección de Mantenimiento y Confiabilidad.

◼ Gerencia de Administración del Mantenimiento.


◼ 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 8

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

https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/55594/Solicitud_de_campos_y_areas_de_Pemex_6oTransitorio.pdf

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.


de 2017.


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.

P á g i n a | 4 6

◼ 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.

P á g i n a | 4 7

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:

P á g i n a | 4 8

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

http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5326587&fecha=13/12/2013

P á g i n a | 5 1

Figura 2. Objetivos del Programa Sectorial de Energía 2013-2018.9


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


10 Idem

P á g i n a | 5 3

Tabla 2. Líneas de Acción Estratégicas Transversales del Programa Sectorial


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


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

https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/55586/Documento_WEB_Ronda_CeroSSH.pdf

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.

P á g i n a | 6 9

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


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.

https://rondasmexico.gob.mx/l03-seguimiento-y-transparencia/#resultado

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


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

P á g i n a | 7 8

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

P á g i n a | 7 9

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.

P á g i n a | 8 0

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


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


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


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


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.

P á g i n a | 8 6

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

http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx%20y%20Oficio%20No.260.906/2017



P á g i n a | 8 9

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).

P á g i n a | 9 0

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


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.

P á g i n a | 9 2

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).

P á g i n a | 9 5

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).

https://rondasmexico.gob.mx/r2-l02-areas-contractuales/


P á g i n a | 9 6

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.

P á g i n a | 9 7

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.

P á g i n a | 9 8

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).

P á g i n a | 9 9

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

P á g i n a | 1 0 0

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.

P á g i n a | 1 0 1

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.

P á g i n a | 1 0 2

Clave de


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


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


16-6-90T9G-02-

0431-01-002


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

P á g i n a | 1 0 3

Clave de


con base en la Metodología de

Esfuerzos Exitosos.





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.




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.




P á g i n a | 1 0 4

Clave de




Secretaría de Energía, en caso de ser viables.

16-6-90T9G-02-

0431-01-003


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.





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.




los activos correspondientes a los campos

que no fueron solicitados por Pemex y que

no fueron otorgados por Secretaría de

Energía.




P á g i n a | 1 0 5

Clave de




Secretaría de Energía, en caso de ser viables.


P á g i n a | 1 0 6

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.

P á g i n a | 1 0 8

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,


P á g i n a | 1 0 9

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.

P á g i n a | 1 1 0

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

P á g i n a | 1 1 1

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.

P á g i n a | 1 1 2

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.

P á g i n a | 1 1 3

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.


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

P á g i n a | 1 1 4

Fuente: Exploración y Producción


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.

P á g i n a | 1 1 5

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.


P á g i n a | 1 1 6

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



P á g i n a | 1 1 7

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

P á g i n a | 1 1 8

◼ 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


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.

P á g i n a | 1 2 1

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

http://informepdf.asf.gob.mx/Informe.aspx%20y%20Oficio%20No.260.906/2017



P á g i n a | 1 2 2

◼ 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


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

http://www.asfdatos.gob.mx/





http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5320167&fecha=30/10/2013




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:


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

http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/regla/n369_25feb14.doc







http://www.pemex.com/acerca/gobierno-corporativo/consejo/Paginas/acuerdos_2014.aspx

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:












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.

P á g i n a | 1 2 9

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.

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Libro Blanco - Pemex · 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