La Auditoría Superior de la Federación (ASF) encontró algunos mecanismos usados por los contratistas para ganar dinero, como cobrar gastos durante el periodo de transición –que según los contratos respectivos no les corresponden– y luego reducir la extracción para cobrar por barril extra obtenido.
En el Análisis de la Cuenta Pública 2012, 2013 y 2014 que realiza la ASF se revela que los contratos existentes presentan irregularidades, una previsión de lo que puede ocurrir con la mayor concesión de trabajos petroleros derivada de la reforma constitucional recientemente aprobada.
En 2014 Pemex Exploración y Producción erogó 8,780,456.3 miles de pesos, que corresponden a tres arrendadores que fueron los más representativos en las operaciones vinculadas con 13 contratos de arrendamiento de plataformas de perforación en aguas someras (profundidades menores de 500 metros) y ultraprofundas (profundidades mayores de 1500 metros), de los cuales se seleccionaron tres contratos adjudicados directamente por 3,251,805.9 miles de pesos, como se muestra a continuación:
Mediante el oficio DCF-SPP-535-2013 del 31 de diciembre de 2013, la Subdirección de Programación y Presupuestación de la Dirección Corporativa de Finanzas de PEMEX, comunicó a la Dirección General de PEP el "Oficio de Liberación de Inversión PEF 2014 (Versión 0G) del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2014", en donde se constató que la inversión de los tres contratos revisados contaron con suficiencia presupuestal, con cargo a los proyectos de exploración siguientes:
De acuerdo con el Informe General de la Cuenta Pública de la ASF, se comprobó que los contratos 421002833, 421004807 y 421004814 se presupuestaron mediante los acuerdos plurianuales PEP-1179-2011, PEP/0820/2013 y PEP/0830/2013, autorizados por el Director General de PEP, con fundamento en la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y su reglamento.
Procesos de adjudicación directa
Con el análisis de los procesos de adjudicación de los contratos 4101192800, 421004807 y 421004814 formalizados en 2013 y 2014, con importe ejercido por 919,890.3 miles de pesos, se comprobó que la Gerencia de Bases Técnicas y Supervisión de Contratos requirió al área de contratación el inicio del procedimiento de adjudicación directa para el arrendamiento sin opción a compra de dos plataformas de perforación marina con las solicitudes 5000031822 y 5000031144, del 12 de noviembre y 19 de diciembre de 2013, respectivamente, las cuales contaron con suficiencia presupuestal; PEP realizó los modelos económicos correspondientes, en los que documentó la necesidad de conseguir equipo en el mercado exterior de manera oportuna, puesto que la oferta de plataformas en el ámbito internacional era insuficiente, como lo mostró el reporte "Rig Point Current Activity Data Download" del 20 de septiembre de 2013, emitido por la compañía internacional ODS Petrodata. En los estudios de mercado elaborados para cada plataforma, se manifestaron las diferentes opciones existentes en el mercado y su comparación, así como los requisitos de experiencia, capacidad técnica y operativa que deben cumplir las empresas. Al respecto, se comprobó que el arrendador (de las dos plataformas) acreditó su capacidad técnica, experiencia de 2 años adquirida en un contrato previo con PEP, registro en el Directorio Institucional de Proveedores y Contratistas, que su actividad se relaciona con el servicio a contratar, y probó su solvencia financiera, al rebasar el capital contable requerido y la disponibilidad de las plataformas West Intrepid y West Oberon; además, PEP señaló el 15 y 19 de noviembre de 2013, en las justificaciones a la excepción de la licitación pública, que ésta no aseguraba las mejores condiciones de contratación, toda vez que en 2011 se declararon desiertas 19 licitaciones de plataformas autoelevables, en este sentido consideró la adjudicación directa como la opción más conveniente al reducir el riesgo de no contar con un equipo disponible para atender los proyectos de PEP, que se establecieron en el POA, para lo cual realizó un análisis técnico, administrativo y legal al modelo del contrato y sus respectivos anexos con el fin de impulsar la participación del arrendador en la adjudicación.
Las adjudicaciones directas contaron con las aprobaciones de los consejos de administración de PEP del 26 de noviembre de 2013 y de PEMEX del 19 de diciembre de 2013, para los dos contratos; del Director General de PEP, así como con la opinión favorable del Comité y Subcomité de Adquisiciones, Arrendamiento, Obras y Servicios de PEP, conforme a la Ley de Petróleos Mexicanos y los Lineamientos que establecen los Casos y Montos para la Aprobación de Contratos.
Por lo anterior, PEP envió oficios de solicitud de cotización al arrendador el 3 de enero de 2014, en los que adjuntó el modelo de contrato con sus anexos.
Se constató que la Gerencia de Suministros y Servicios Administrativos de Perforación y Servicios a Proyectos de PEP comunicó al arrendador la adjudicación de los contratos 421004807 y 421004814, mediante los oficios SCPSP-SCPSP-176-2014 y SCPSP-SCPSP-175-2014 del 21 de enero de 2014, respectivamente.
Respecto del contrato 421002833, es importante mencionar que no se realizó el análisis del proceso de adjudicación directa, toda vez que se formalizó en 2012.
Con el análisis del contrato 421004814, se constató que por el atraso de 37 días naturales en el inicio del arrendamiento de la plataforma autoelevable ’West Oberon’, del periodo del 16 de abril al 22 de mayo de 2014, PEP realizó la deducción de la penalización por 1,616.9 miles de pesos.
Del contrato 421004807, PEP realizó una verificación el 9 de mayo de 2014, a la plataforma autoelevable ’West Intrepid’, en la que detectó ocho anomalías impeditivas, que imposibilitaron su operación el 9 de mayo de 2014 conforme al "Acta de Lista de Verificación (Checklist)", y fueron atendidas el 28 de mayo de 2014. Al no iniciarse el arrendamiento en la fecha pactada, el arrendador se hizo acreedor a una pena convencional por 56,726.4 dólares, equivalentes a 928.4 miles de pesos, valuados al día de la emisión del documento denominado Codificación de Pagos y Descuentos (COPADE), al tipo de cambio de 16.3658 publicado en el DOF el 17 de agosto de 2015, que corresponde al 1.92% sobre la renta diaria (155.5 miles de dólares) por 19 días de atraso; PEP no cobró la penalización oportunamente, ya que el supervisor del contrato omitió notificar al arrendador del incumplimiento, conforme lo establece el contrato, por lo que transcurrieron 421 días de atraso en su cobro del 28 de mayo de 2014 a la fecha de la revisión 22 de julio de 2015.
Pemex Exploración y Producción (PEP) mantuvo inactivos 33 equipos de perforación de pozos
Por otra parte, la misma Auditoría Superior de la Federación (ASF) señala que Pemex Exploración y Producción (PEP) mantuvo inactivos 33 equipos de perforación de pozos petroleros, incluidas ocho plataformas marinas, hasta por 2 mil 831 días (7.7 años).
Indica que la negligencia generó pérdidas multimillonarias a la petrolera, pues no sólo se trata del abandono del equipo sino de la falta de producción en la que se incurrió. Además porque pagó sueldos a trabajadores, muchos de ellos también inactivos según el informe.
La inactividad se dio porque la petrolera ’olvidó’ asignarles personal o no tuvo dinero para operarlos, por lo cual la ASF ha promovido ya la responsabilidad sancionatoria contra los funcionarios que incurrieron en esta negligencia.
Según la ’Auditoría financiera y de cumplimiento 16-6-90T9G-02-0464’, 25 de esos equipos son de perforación terrestre y los otros ocho son marinos. Y los peores casos correspondieron a dichas plataformas.
Y es que los ocho equipos marinos presentaron un periodo de inactividad de 385 a 2 mil 831 días; es decir, de 1 año 20 días a más de 7 años 7 meses, periodo que abarca las administraciones de Emilio Lozoya y Juan José Suárez Coppel.
Pemex alegó ante los auditores que en todos esos años no contó con suficiencia presupuestaria para operar las ocho plataformas de su propiedad, pero sí para manejar las arrendadas.
Respecto de los equipos terrestres, la subsidiaría indicó que la causa fue la falta de asignación de cargas de trabajo por parte de los activos de PEP. No obstante, argumentó también que el personal se ajusta de acuerdo con la adquisición de nuevos equipos o la desincorporación de los existentes, y la utilización de los equipos es en función de los requerimientos operativos de los activos de producción de PEP.
Ello, para supuestamente cumplir con sus programas de producción, del presupuesto autorizado para cubrir los costos de las intervenciones, y cuando se cuenta con tripulaciones sin actividad, se asigna al personal a la atención de diversas necesidades operativas.
’En el caso de los ocho equipos de perforación marina sin operación, manifestó que la causa fue no contar con un programa operativo y presupuesto asignado, y la cuadrilla de operación asignada a ellos se utilizó para la cobertura de plazas vacantes a bordo de diversos equipos, a partir del 29 junio de 2016.’
Según el informe, PEP proporcionó las bases de datos de las plazas del personal de los ocho equipos de perforación inactivos: 343 operativos y 120 de mantenimiento (asignados al resguardo y mantenimiento de los equipos inactivos), con un costo anual de nómina de 195 millones 728 mil 900 pesos y 70 millones 403 mil 300 pesos, respectivamente.
El informe agrega que de los 343 casos del personal operativo, los auditores constataron que 228 trabajadores, con un costo anualizado por 135 millones 877 mil 400 pesos, fueron asignados en las plataformas arrendadas Campeche, Coatzacoalcos, Latina 1 y Zacatecas.
De los otros 115, con un costo por 59 millones 851 mil 500 pesos, no se proporcionó evidencia de su reubicación o activación, indica. Más aún, la ASF determinó que en 19 casos del personal operativo, con un costo por 6 millones 816 mil 600 pesos, no se tiene registro de actividades durante 2016, por el periodo de 3 hasta 12 meses.
Por ello, el máximo órgano de fiscalización señala: ’se concluye que la entidad fiscalizada no actuó con eficiencia ni oportunidad, al dejar transcurrir hasta 7 años para operar los equipos inactivos y reubicar al personal en actividades de perforación, terminación y reparación de pozos terrestres y marinos y en áreas productivas, con el fin de generar valor económico y rentabilidad del personal adscrito a los equipos de perforación sin actividad desde 2009’.
También acusa que durante los trabajos de auditoría, PEP proporcionó información incompleta, incorrecta, imprecisa y no confiable, ’ya que las bases iniciales proporcionadas por la entidad fiscalizada fueron modificando el número de personal asignado a cada uno de los ocho equipos de perforación revisados’.
Por ello, el 12 de enero de 2018, la Dirección General de Auditoría Financiera Federal C de la ASF informó a la Unidad de Responsabilidades en Petróleos Mexicanos la falta de movilización del personal asignado a los ocho equipos de perforación marina de 2009 a 2015, para que, en el ámbito de sus atribuciones, realice las gestiones que resulten procedentes.
Además recomendó a la petrolera que elabore normas o lineamientos que establezcan plazos límite para la reubicación y movilización de los trabajadores sin materia de trabajo; asimismo, que elabore un plan de acción para optimizar y movilizar al personal sindicalizado sin cargas de trabajo, adscrito a plataformas que se encuentren inactivas, con el fin de incorporarlos a las actividades de perforación, terminación y reparación de pozos terrestres y marinos, y maximizar el aprovechamiento del personal.
Los costos de la malograda refinería Bicentenario
Un informe especial de la ASF señala que la cancelación del proyecto en 2014 derivó, entre otras cosas, en la terminación anticipada de tres contratos por un monto de 162.9 millones de pesos.
Adicionalmente, el estado de Hidalgo adquirió en 2009 una deuda a 14 años por mil 500 millones de pesos que utilizó para comprar el terreno de 700 hectáreas, mismo que fue donado a Pemex Refinación. En 2012 el estado tuvo que contratar un crédito de mil 471 millones de pesos para reestructurar la primera deuda.
Una vez cancelado el proyecto, Pemex se comprometió en mayo de 2016 a pagar 2 mil 63 millones de pesos a Hidalgo por concepto de la compra del terreno, más intereses, en 130 pagos mensuales.
La barda que permanece como símbolo de la refinería que nunca fue, tuvo un costo de mil 388 millones de pesos, según los informes de la ASF.
Era el 14 de abril 2009. El entonces director de Petróleos Mexicanos (Pemex), Jesús Reyes Heroles, informó que el complejo sería instalado en esa comunidad rural en el centro del país.
La obra prometía cambiar la vida del pueblo, que depende sobre todo de la siembra de maíz, frijol, alfalfa y cebada.
Durante los siguientes seis años -el tiempo estimado para construirlo- se esperaba una inversión mayor a 9 mil millones de dólares.
