09-1-18T4L-02-0433 - Auditoría Superior de la Federación

Funciones de Desarrollo Económico
III.7.7.2.5. Pemex-Exploración y Producción
Transferencia de Hidrocarburos a Organismos de PEMEX
Auditoría Financiera y de Cumplimiento: 09-1-18T4L-02-0433
Criterios de Selección
Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos
en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación
específica utilizada en la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización
Superior de la Cuenta Pública 2009, considerando la importancia, pertinencia y factibilidad
de su realización.
Objetivo
Fiscalizar la gestión financiera de los sistemas de registro, medición y validación de la
transferencia de hidrocarburos a organismos de PEMEX de acuerdo a la normativa aplicable,
así como el cumplimiento de los programas de recepción y entrega de hidrocarburos; que la
facturación corresponda al volumen de productos entregados a los clientes y subsidiarias de
Pemex y de acuerdo con los precios acordados en los contratos, y que en su registro
contable se observaron las disposiciones aplicables en materia.
Alcance
Universo Seleccionado:
Muestra Auditada:
Representatividad de la Muestra:
483,689,474.7 miles de pesos
419,655,114.7 miles de pesos
86.8 %
Antecedentes
Las actividades principales de Pemex Exploración y Producción son la exploración y
explotación de petróleo y gas natural; almacenamiento, distribución y comercialización;
está dividido en cuatro regiones, con doce activos integrales: Región Marina Noreste (2
activos integrales), Marina Suroeste (2 activos integrales), Norte (3 activos integrales) y Sur
(5 activos integrales), los cuales durante el ejercicio 2009, generaron una producción de
petróleo crudo de 949,540.6 miles de barriles y de gas por 2,566.2 miles de millones de pies
cúbicos. Asimismo, la Marina Noreste fue la que aportó el 57.4% de petróleo crudo,
mediante los activos integrales Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, y el 21.6% de gas del Activo
Integral Burgos.
De los 13 puntos de venta de petróleo crudo y los 27 de gas, los más representativos son el
Centro Comercializador de Crudo Palomas, con un volumen de petróleo crudo facturado de
432,102.4 miles de barriles (45.5% del total de la producción de petróleo crudo por
949,540.6 miles de barriles) y para gas el Centro Procesador de Gas Cactus, con un volumen
de venta de 627.3 miles de millones de pies cúbicos (24.4% del total de la producción de
2,566.2 miles de millones de pies cúbicos).
1
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009
Resultados
1.
Control Interno
El Manual de Organización de la Subdirección de Distribución y Comercialización,
actualizado en marzo de 2008, para su aplicación a partir de esta fecha, no contó con la
autorización de la entidad fiscalizada, ya que únicamente se posee el ejemplar sin
firmas, disponible en su página de intranet.
Asimismo, conforme a los manuales de organización de las regiones Sur, Norte, Marina
Suroeste y Marina Noreste, se encuentran adscritas las gerencias de Transporte y
Distribución de Hidrocarburos (GTDH); no obstante, de acuerdo con la estructura
orgánica autorizada el 1 de enero de 2009, están adscritas a la Subdirección de
Distribución y Comercialización; además, entre las funciones del Área de Medición y
Control de Calidad del Aceite de las regiones Norte, Marina Suroeste y Marina Noreste
no se establece la elaboración e integración de un informe diario de producción y
disponibilidad de aceite, tal como se establece para el Área de Medición y Control de
Calidad de Gas y Condensados de la Región Sur.
Al respecto, la entidad fiscalizada informó que el Enlace de Servicios de Recursos
Humanos para Exploración y Producción remitió a la Gerencia de Organización y
Desarrollo Institucional adscrita a la Subdirección Corporativa de Recursos Humanos, el
Manual de Organización de la Subdirección de Distribución y Comercialización para su
revisión y registro correspondiente. Además, mediante los oficios PEP-SPE-GCG-1702010 y PEP-SPE-GCG-152-2010 del 11 y 6 de octubre de 2010, respectivamente, la
Gerencia de Control de Gestión remitió los manuales de organización actualizados de
las subdirecciones de las regiones Sur y Marina Noreste, en los cuales se constató que
la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos ya no se encuentra adscrita
a dichas subdirecciones; sin embargo, no se realizaron comentarios respecto de la
estructura orgánica de los manuales de organización de la Región Norte y Región
Marina Suroeste.
Véase acción(es): 09-1-18T4L-02-0433-01-001
2.
La entidad fiscalizada no contó con un procedimiento para determinar mermas en los
procesos de estabilización en tanques de almacenamiento y transporte, tiene
únicamente los estudios sobre las mermas de crudo para la producción aplicada en
tanques de almacenamiento, para determinar la pérdida por evaporación en tanques.
Por otra parte, la entidad fiscalizada precisó que el Activo Integral Cantarell no tiene
pérdidas por concepto de mermas, debido a que su traslado desde la extracción hasta
la entrega es por ducto cerrado; asimismo, los activos integrales Samaria-Luna y
Macuspana y la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Sur señalaron
que sus ductos son cerrados y herméticos, por lo que no tienen mermas o faltantes;
que el único punto del proceso en que se pueden presentar mermas por evaporación
es en los tanques de almacenamiento; sin embargo, la entidad fiscalizada no presentó
el procedimiento para el cálculo y determinación de mermas en tanques de
almacenamiento.
2
Funciones de Desarrollo Económico
Véase acción(es): 09-1-18T4L-02-0433-01-002
3.
Variaciones en la producción y distribución de hidrocarburos
Los volúmenes de la producción de petróleo crudo de la Región Marina Noreste
registrados en el Sistema de Información de Producción Diaria de Aceite y Gas
(SIPDAG), presentaron una variación por 1,325.4 miles de barriles, y los de la Región Sur
registrados en el Sistema de Reporte Diario (SISRED), presentaron una variación por
62.9 miles de barriles, respecto de los reportados como medición oficial en el Sistema
Nacional de Información de Producción (SNIP).
Respecto de la variación por 62.9 miles de barriles, la entidad fiscalizada remitió
información del Activo Integral Cinco Presidentes, en la cual señala que por error
involuntario en junio se tuvieron diferencias en 16 días, que correspondieron a 56.1
miles de barriles, por lo cual se procedió nuevamente a realizar la migración de bajar la
información del Sistema de Reporte Diario (SISRED) a un archivo de Excel y se eliminó
dicha diferencia.
Asimismo, el Activo Integral Samaria-Luna remitió documentación de la variación de 6.8
miles de barriles (de los 62.9 miles de barriles), que se debió a errores de captura en los
registros del SISRED, por lo que tomó acciones preventivas para que en lo subsecuente
no se tengan diferencias en los registros.
Respecto de la variación de 1,325.4 miles de barriles (885.7 miles de barriles del Activo
Integral Cantarell y 439.7 miles de barriles del Activo Integral de Ku-Maloob-Zaap), la
entidad fiscalizada informó que se debió a ajustes de los volúmenes que la Gerencia de
Transporte y Distribución de Hidrocarburos MNE indicó que se realizaran a la
producción; sin embargo, la GTDH MNE no evidenció la documentación que sustenta la
determinación del ajuste al volumen de producción reportada por los activos.
De lo anterior, la entidad fiscalizada no cuenta con procedimientos que regulen las
actividades para la conciliación y registro de los volúmenes medidos y transferidos de
los activos de producción a la GTDH.
Véase acción(es): 09-1-18T4L-02-0433-01-003
09-1-18T4L-02-0433-03-001
4.
La Región Sur entregó petróleo crudo a la GTDH Sur por 177,003.0 miles de barriles
para su distribución; sin embargo, se observó que los activos integrales no contaron
con la documentación del volumen entregado a la GTDH Sur de 134,323.9 miles de
barriles; asimismo, no contó con un procedimiento de conciliación o seguimiento de las
diferencias (faltantes y sobrantes) en las transferencias de custodia; además, la GTDH
Sur no tiene sistematizado el registro diario de volúmenes de petróleo crudo recibidos
por los activos integrales y los distribuidos en los puntos de venta, para lo cual en su
lugar maneja un reporte informal que limita la integración diaria de los volúmenes
movilizados.
3
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009
Al respecto, la entidad fiscalizada indicó que en la sistematización del registro diario de
volúmenes de petróleo crudo recibidos por los activos integrales y los distribuidos en
los puntos de venta, se han realizado trabajos de detección de necesidades de
automatización de sus procesos que permiten llevar a cabo el registro confiable de la
información operativa generada de manera diaria; sin embargo, no proporcionó
evidencia de las acciones por realizar.
Respecto de los volúmenes entregados a la GTDH Sur por 134,323.9 miles de barriles,
los activos integrales proporcionaron las notas entregas-recepción y la base de datos
de la distribución de la producción con un volumen real de 176,847.2 miles de barriles,
donde resultó una variación de 155.8 miles de barriles, equivalente al 0.1% del
volumen total entregado por los activos integrales a la GTDH Sur (177,003.0 miles
barriles), la cual se encuentra dentro de los rangos permisibles (+/- 0.3%).
Véase acción(es): 09-1-18T4L-02-0433-01-004
5.
Del control de los volúmenes de medición de la Gerencia de Transporte y Distribución
de Hidrocarburos Sur (GTDH Sur), se determinaron desviaciones entre los volúmenes
de medición de petróleo crudo Olmeca recibido y los volúmenes entregados de 9.9 a 9.7 miles de barriles (3.4% a -3.5%); de petróleo crudo Istmo de 17.6 a -11.9 miles de
barriles (2.5% a -1.5%) y de petróleo crudo Maya de 14.8 a -16.5 miles de barriles (2.7%
a -3.2%), las cuales excedieron la desviación máxima permisible de +/- 0.3%.
Al respecto, la entidad fiscalizada indicó que las diferencias puntuales diarias no son
indicadores definitivos de problemas u errores, que lo importante del seguimiento de
estos indicadores son los porcentajes de desviación mensual y anual; sin embargo, no
justificaron las causas de las variaciones citadas, las acciones por emprender para su
corrección, la estimación del volumen perdido y su costo, ni el seguimiento de los
reportes de las variaciones de flujo.
Véase acción(es): 09-1-18T4L-02-0433-01-005
09-9-18T4L-02-0433-08-001
6.
Facturación de las transferencias de hidrocarburos
De los volúmenes transferidos de petróleo crudo por la GTDH Sur por 35,777.7 miles de
barriles a Pemex Petroquímica en el punto de venta CPQ Cangrejera no se facturaron
218.2 miles de barriles, y de un volumen transferido a Pemex Refinación en el punto de
venta Centro Comercializador de Crudo Palomas no se facturaron 2,161.4 miles de
barriles.
Al respecto, la entidad fiscalizada determinó que los 218.2 miles de barriles
correspondieron al volumen que con motivo de los cierres de puertos y por condiciones
meteorológicas, el CPQ Cangrejera almacenó temporalmente en noviembre de 2009,
para evitar el cierre de la producción, lo cual fue soportado con las minutas realizadas
en esas fechas y del volumen transferido a Pemex Refinación.
4
Funciones de Desarrollo Económico
En relación con las diferencias por 2,161.4 miles de barriles, la entidad fiscalizada
informó que se debió a errores de registro en la captura de volúmenes; además, que a
los volúmenes registrados como transferidos a Pemex Refinación se les disminuyó el
volumen de agua y sedimentos, resultado del análisis de laboratorio de control de
calidad, para posteriormente ser capturados para su facturación por la Gerencia de
Estrategias Comerciales de Hidrocarburos en el sistema “SAP”, debido a que las
gerencias de Transporte y Distribución y la de Estrategias Comerciales de Hidrocarburos
no concilian los volúmenes transferidos y facturados.
Véase acción(es): 09-1-18T4L-02-0433-01-006
7.
Pago de las demoras generadas por la transferencia de hidrocarburos a Organismos de
Pemex
De las ventas realizadas a PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V., se generaron
demoras por exceder el tiempo en la estancia de buquetanques por 2,769.6 miles de
dólares equivalentes a 36,868.1 miles de pesos (al tipo de cambio promedio de 13.3117
pesos por dólar), de los cuales 780.8 miles de dólares equivalentes a 10,393.6 miles de
pesos, fueron por demoras ocasionadas por el mal tiempo durante la carga de
productos y 1,988.8 miles de dólares equivalentes a 26,474.5 miles de pesos,
correspondieron a demoras imputables a PEP, debido a la falta de infraestructura
portuaria, de carga y remolcadores, alto contenido de sal, por acuerdo operativo
comercial, bajos inventarios, libranzas, mantenimiento y posiciones de cargas
ocupadas.
Respecto, a las demoras por 1,988.8 miles de dólares (equivalentes a 26,474.5 miles de
pesos), la entidad fiscalizada proporcionó la documentación que justificó las causas que
originaron las demoras y el pago por 289.5 miles de dólares (equivalentes a 3,853.4
miles de pesos); sin embargo, no proporcionó el soporte documental por 1,699.3 miles
de dólares (equivalentes a 22,621.1 miles de pesos).
Véase acción(es): 09-1-18T4L-02-0433-01-007
09-1-18T4L-02-0433-03-002
8.
Se constató que el pago de demoras por 2,769.6 miles de dólares equivalentes a
36,868.1 miles de pesos (al tipo de cambio promedio de 13.3117 pesos por dólar), fue
autorizado por la misma área que autorizó el “Procedimiento para la autorización del
pago de demoras”; además no exhibió la documentación de autorización de dicho
procedimiento, solo proporcionó la validación del procedimiento por parte de la
Dirección Corporativa de Administración; así como las bases para la documentación y
registro de manuales de procedimientos en Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios; sin embargo, quedó pendiente la desagregación de funciones y
responsabilidades para la autorización de las demoras.
Véase acción(es): 09-1-18T4L-02-0433-01-008
5
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009
9.
Registro contable
En la cuenta 1203 “Clientes Interorganismos” existen 69 adeudos de empleados por
1,092.8 miles de pesos que debieron registrarse en la cuenta 1205 “Funcionarios y
Empleados”; un registro por 52.0 miles de pesos por la venta de un activo fijo a
Petróleos Mexicanos (Corporativo) que no está depurado, y un registro por 2,447.8
miles de pesos por operaciones con el Corporativo, el cual no se ha compensado por
problemas de registro en SAP.
Al respecto, la entidad fiscalizada informó que se está realizando la conciliación de los
adeudos por 1,092.8 miles de pesos de trabajadores transferidos entre PEP y Petróleos
Mexicanos u otros organismos subsidiarios; asimismo, remitió pantalla de SAP R/3 del
registro del documento de cancelación de la provisión por 2,447.8 miles de pesos.
Véase acción(es): 09-1-18T4L-02-0433-01-009
09-9-18T4L-02-0433-08-002
10. Con la valuación de los inventarios al cierre del ejercicio, se determinó que los
inventarios de petróleo crudo fueron valuados a costo de producción y reportó un
saldo por 3,169,308.4 miles de pesos y los inventarios de gas y condensados se
valuaron a costo de venta con lo que presentó un saldo de 156,044.8 miles de pesos.
Como resultado de la intervención de la Auditoría Superior de la Federación, la entidad
fiscalizada informó que a partir de marzo de 2010 se regularizó la valuación del
petróleo crudo y gas, para lo cual utilizó el valor del costo de producción de acuerdo
con sus políticas contables, por lo que la observación se considera solventada.
Acciones
Recomendaciones
09-1-18T4L-02-0433-01-001.- Para que Pemex Exploración y Producción actualice los
manuales de organización de las subdirecciones de la Región Norte y Región Marina
Suroeste. [Resultado 1]
09-1-18T4L-02-0433-01-002.- Para que Pemex Exploración y Producción establezca los
procedimientos para la determinación y aplicación de las mermas, faltantes o sobrantes.
[Resultado 2]
09-1-18T4L-02-0433-01-003.- Para que Pemex-Exploración y Producción establezca
procedimientos que regulen la conciliación y registro de los volúmenes medidos y
transferidos de los activos integrales de producción a la Gerencia de Transporte y
Distribución de Hidrocarburos. [Resultado 3]
09-1-18T4L-02-0433-01-004.- Para que Pemex Exploración y Producción establezca
mecanismos para el seguimiento de las diferencias (faltantes y sobrantes) en las
transferencias de custodia entre los activos integrales y la Gerencia de Transporte y
6
Funciones de Desarrollo Económico
Distribución de Hidrocarburos Sur, y que implemente un sistema de registro diario de
volúmenes de petróleo crudo y gas recibidos por los activos integrales y los distribuidos a los
puntos de venta, en el que permita realizar la conciliación y el seguimiento puntual de la
movilización para detectar faltantes, sobrantes o variaciones de flujo. [Resultado 4]
09-1-18T4L-02-0433-01-005.- Para que Pemex Exploración y Producción establezca
mecanismos para el seguimiento de los casos que excedieron la desviación máxima
permisible de +/- 0.3%; asimismo, con objeto de que establezca los procedimientos sobre el
análisis técnico, las causas de las variaciones, las acciones por emprender para corregirlas, la
estimación del volumen perdido y, en su caso, el costo, el seguimiento de los reportes de las
variaciones de flujo, desde que se genera la desviación de la medición hasta determinar las
causas que la originaron. [Resultado 5]
09-1-18T4L-02-0433-01-006.- Para que Pemex Exploración y Producción implemente
mecanismos de conciliación de los volúmenes transferidos y facturados entre las gerencias
de Transporte y Distribución y la de Estrategias Comerciales de Hidrocarburos. [Resultado 6]
09-1-18T4L-02-0433-01-007.- Para que Pemex Exploración y Producción implemente
mecanismos para el seguimiento de la documentación que sustenta las causas que originan
las demoras. [Resultado 7]
09-1-18T4L-02-0433-01-008.- Para que Pemex Exploración y Producción establezca la
segregación de funciones relacionadas con la elaboración y autorización de los
procedimientos y la validación del superior jerárquico en el pago de demoras. [Resultado 8]
09-1-18T4L-02-0433-01-009.- Para que Pemex Exploración y Producción dé seguimiento a la
recuperación de adeudos y a la depuración del registro de la venta de activo fijo. [Resultado
9]
Solicitudes de Aclaración
09-1-18T4L-02-0433-03-001.- Para que Pemex Exploración y Producción aclare y
proporcione la documentación justificativa y comprobatoria de los volúmenes descontados
por la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos MNE en la producción de los
activos integrales Cantarell por 885.7 miles de barriles y Ku-Maloob-Zaap por 439.7 miles de
barriles. [Resultado 3]
09-1-18T4L-02-0433-03-002.- Para que Pemex Exploración y Producción aclare y
proporcione la documentación justificativa y comprobatoria de las causas que originaron las
demoras y el pago por 1,699.3 miles de dólares por las ventas realizadas a PMI Comercio
Internacional, S.A. de C.V. En caso de no lograr su justificación o respaldo documental, la
entidad fiscalizada o instancia competente procederá, en el plazo establecido, a la
recuperación del monto observado. [Resultado 7]
Promociones de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria
09-9-18T4L-02-0433-08-001.- Ante el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y
Producción, para que realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie el
procedimiento administrativo correspondiente, por los actos u omisiones de los servidores
7
Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009
públicos que en su gestión no llevaron a cabo las acciones para el seguimiento de las
desviaciones en el petróleo crudo Olmeca de 9.9 a -9.7 miles de barriles (3.4% a -3.5%), en el
petróleo crudo Istmo de 17.6 a -11.9 miles de barriles (2.5% a -1.5%) y del petróleo crudo
Maya por 14.8 a -16.5 miles de barriles (2.7% a -3.2%), las cuales excedieron la desviación
máxima permisible de +/- 0.3%. [Resultado 5]
09-9-18T4L-02-0433-08-002.- Ante el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y
Producción, para que realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie el
procedimiento administrativo correspondiente, por los actos u omisiones de los servidores
públicos que en su gestión no llevaron a cabo las acciones para la recuperación oportuna de
69 adeudos de empleados por 1,092.8 miles de pesos ni la depuración del registro por la
venta de un activo fijo por 52.0 miles de pesos, ambos registrados en la cuenta 1203
"Clientes Interorganismos". [Resultado 9]
Recuperación de Recursos
Se determinaron recuperaciones por 22,621.1 miles de pesos, que se consideran como
recuperaciones probables.
Resumen de Observaciones y Acciones
Se determinó(aron) 10 observación(es), de las cuales 1 fue(ron) solventada(s) por la entidad
fiscalizada antes de la integración de este Informe. La(s) 9 restante(s) generó(aron):
9 Recomendación(es), 2 Solicitud(es) de Aclaración y 2 Promoción(es) de Responsabilidad
Administrativa Sancionatoria.
Dictamen: con salvedad
La auditoría se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de
cuya veracidad es responsable; fue planeada y desarrollada de acuerdo con el objetivo y
alcance establecidos; y se aplicaron procedimientos de auditoría y las pruebas selectivas que
se estimaron necesarios. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar el
presente dictamen, que se refiere sólo a las operaciones revisadas.
La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de
la muestra auditada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones
normativas aplicables en la transferencia de hidrocarburos a organismos de Pemex, excepto
por los resultados que se precisan en el apartado correspondiente de este informe y que se
refieren principalmente a las variaciones en los volúmenes de la producción por arriba de la
máxima permisible del +/- 0.3%; por la falta de acciones de seguimiento para la aclaración
de diferencias en la entrega-recepción de los hidrocarburos y la falta de documentación
justificativa de las causas que originaron demoras por 1,699.3 miles de dólares (equivalentes
a 22,621.1 miles de pesos) imputables a Pemex Exploración y Producción. Además, la GTDH
Sur no tiene sistematizado el registro diario de volúmenes de petróleo crudo y gas recibidos
por los activos integrales y los distribuidos en los puntos de venta y no cuenta con un
procedimiento de conciliación o seguimiento de las diferencias (faltantes y sobrantes) en las
transferencias de custodia.
8
Funciones de Desarrollo Económico
Apéndices
Procedimientos de Auditoría Aplicados
1.
Evaluar el control interno respecto de las operaciones relacionadas con la transferencia
de hidrocarburos a organismos de PEMEX, así como los procedimientos, políticas y
lineamientos autorizados para su control y registro.
2.
Analizar las transferencias de hidrocarburos a los Organismos de PEMEX entre los
activos integrales, las gerencias de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Marina
Noreste y Sur de la Subdirección de Distribución y Comercialización.
3.
Constatar que las cifras reportadas en los Estados Financieros correspondieron con las
ventas de hidrocarburos a organismos subsidiarios.
4.
Analizar los movimientos y registros contables de las cuentas en la trasferencia de
hidrocarburos.
5.
Verificar los registros de la producción, distribución, almacenamiento y
comercialización de hidrocarburos entre los activos integrales, las gerencias de
Transporte y Distribución de Hidrocarburos Marina Noreste y Sur de la Subdirección de
Distribución y Comercialización.
6.
Constatar que en caso de que la entidad haya determinado mermas, faltantes,
sobrantes, y variaciones de flujo, éstas fueron aclaradas y justificadas.
7.
Analizar los criterios y lineamientos aplicables en la medición de los hidrocarburos y
márgenes de desviación entre los activos integrales, las gerencias de Transporte y
Distribución de Hidrocarburos Marina Noreste y Sur de la Subdirección de Distribución
y Comercialización.
8.
Verificar que la facturación y el pago por las ventas de hidrocarburos a los organismos
subsidiarios se efectuó correcta y oportunamente.
Áreas Revisadas
Las subdirecciones de Administración y Finanzas; de Distribución y Comercialización; Región
Marina Noreste y Región Sur.
Disposiciones Jurídicas y Normativas Incumplidas
Durante el desarrollo de la auditoría practicada, se determinaron incumplimientos en las
leyes, reglamentos y disposiciones normativas que a continuación se mencionan:
1.
Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria: artículo
242.
2.
Ley General de Contabilidad Gubernamental: artículos 34 y 42.
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Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009
3.
Ley Federal de las Entidades Paraestatales: artículo 59, fracción IX.
4.
Otras disposiciones de carácter general, específico, estatal o municipal: Acuerdo por el
que se establecen las Normas Generales de Control Interno en el ámbito de la
Administración Pública Federal artículos 3 y 13, fracción III, Tercera Norma.
Ley de Petróleos Mexicanos artículo 31, fracción VII.
Manual de Organización de la Subdirección de Distribución y Comercialización, numerales
13.3, Objetivo y Funciones Generales, Función 3 y 7 de la Oficina de la Subdirección de
Distribución y Comercialización; 14.1.4 Objetivo y Funciones Generales, Función 6 y 8 de la
Gerencia de Operaciones.
Instructivo para verificar las diferencias de medición de aceite, entre los puntos de envío, y
el recibo en la Estación Palomas numeral 4.3.
Acuerdo para la transferencia de posesión, custodia y responsabilidad de hidrocarburos
entre los activos integrales Muspac, Samaria-Luna, Bellota-Jujo, Cinco Presidentes y
Macuspana de la Subdirección Región Sur y la GTDH de la SDC cláusula 4.4. Medición de
volúmenes, numerales 4.4.1 y 4.4.2.
Contrato de compraventa de petróleo crudo Istmo celebrado entre PEP y Pemex
Petroquímica cláusula 10, numeral 10.1 Procedimiento de facturación.
Fundamento Jurídico de la ASF para Promover Acciones
Las facultades de la Auditoría Superior de la Federación para promover las acciones que
derivaron de la auditoría practicada, encuentran su sustento jurídico en las disposiciones
siguientes:
Artículo 79, fracción II, párrafos tercero y quinto; fracción IV, párrafo primero; y párrafo
penúltimo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
Artículos 6, 12, fracción IV; 13, fracciones I y II; 15, fracciones XIV, XV y XVI; 32, 39, 49,
fracciones I, II, III y IV; 55, 56 y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición
de Cuentas de la Federación.
Comentarios de la Entidad Fiscalizada
Es importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es)
fiscalizada(s) para aclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las
reuniones fue analizada con el fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o
ratificar los resultados y las observaciones preliminares determinadas por la Auditoría
Superior de la Federación y que les dio a conocer esta entidad fiscalizadora para efectos de
la elaboración definitiva del Informe del Resultado.
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