Los recursos naturales generalmente representan una fuente de riqueza para las naciones que los poseen. En el mundo son conocidos los países en los que su principal ingreso es obtenido por la explotación del petróleo y gas, sin embargo, no siempre saben cómo sacarles provecho para alcanzar un desarrollo económico sostenible, ya sea generando empleos mediante la creación de empresas locales, perfeccionando habilidades o la mejora de las tecnologías empleadas, etc.
Por eso los gobiernos están frente al reto y la obligación de contar con una eficiente política fiscal y económica para aprovechar adecuadamente las oportunidades que esos sectores brindan.
Así, la modificación en materia de energía publicada en el DOF el 20 de diciembre de 2013, mediante el Decreto por el cual se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos que originó la elaboración de distintos ordenamientos, destacando las Leyes de Hidrocarburos (LH) y de Ingresos sobre Hidrocarburos, dadas a conocer en ese mismo medio de difusión oficial el 11 de agosto de 2014, se erige como un motor de desarrollo.
En ese tenor, uno de sus objetivos es promover la participación de las cadenas productivas nacionales y locales. Para ello se señalarán las bases y los porcentajes del contenido nacional en la proveeduría para la ejecución de las asignaciones y los contratos de exploración y extracción, a fin de fomentar la industria doméstica, respetando los tratados internacionales firmados por México.
Si bien esta materia no es objeto del servicio de consultoría de IDC Asesor Jurídico y Fiscal, en aras de que nuestra comunidad posea un conocimiento relacionado con la reforma petrolera al tener injerencia en el área contable y financiera, incluso por si se desea realizar algún negocio, presentamos el estudio elaborado por el C.P. y MDF Francisco Tapia, CEO de Tax Solution Value, Integradora Especializada en Servicios Corporativos en el que básicamente se exponen los requisitos de las licitaciones vinculadas con la extracción del petróleo.
Contenido Nacional
Elconjunto de actividades de exploración y extracción de hidrocarburos desarrolladas en territorio nacional vía asignaciones y contratos de exploración y extracción alcanzará, en promedio, al menos el 35% de contenido nacional (art. 46, LH).
Ese contenido es el porcentaje que representa la tasación en pesos mexicanos de los bienes, servicios, mano de obra, capacitación, transferencia de tecnología e infraestructura física local y regional, del total del valor en moneda nacional que los asignatarios, contratistas o permisionarios utilizan para realizar sus actividades.
Los actos que deberán cumplir con el contenido de mérito son (arts. 2o y décimo octavo transitorio, LH), el:
- reconocimiento y exploración superficial, y la exploración y extracción de hidrocarburos
- tratamiento, refinación, enajenación, comercialización, transporte y almacenamiento del petróleo
- transporte
- procesamiento, compresión, licuefacción, descompresión y regasificación
- almacenamiento, distribución, comercialización y expendio al público de gas natural y petrolíferos
- por ducto y el almacenamiento vinculado con ductos de petroquímicos
Las bases y los porcentajes del contenido nacional en la proveeduría para la ejecución de las asignaciones y los contratos se ajustarán a los tratados internacionales signados por México, y fomentarán la industria doméstica (art. séptimo transitorio, Decreto).
Por eso es imperioso tomar en cuenta el contexto internacional que una medida política con ese contenido ocupa en las decisiones de los Estados productores de petróleo y gas.
México actualmente tiene celebrados 10 Tratados de Libre Comercio (TLC’s) con 45 naciones.
Los TLC’s, a decir de la Organización Mundial de Comercio, no significan una total apertura en la comercialización de bienes y/o servicios entre países miembros. Estos acuerdos esencialmente les garantizan importantes derechos en relación con el comercio y que, al mismo tiempo, obligan a los gobiernos a mantener sus políticas dentro de los límites convenidos en beneficio de todos.
Su finalidad es ayudar a los productores de bienes y servicios, exportadores e importadores a llevar a cabo sus actividades.
La mayoría de los Estados productores de hidrocarburos alrededor del mundo indican medidas de contenido nacional en la cadena de valor de la producción y explotación para conseguir beneficios económicos y sociales para sus comunidades.
La Asociación Mundial del Sector del Petróleo y el Gas (IPIECA), especializada en cuestiones medioambientales y sociales, emite guías para el establecimiento de las políticas del contenido nacional en favor de las comunidades.
De igual forma, el Banco Mundial se ha ocupado de estos asuntos con la celebración de eventos, entre ellos, el denominado “Políticas de contenidos locales en el Petróleo, Gas y Minería” celebrado en Viena, Austria en 2013, para compartir y discutir las investigaciones recientes sobre tales políticas y la forma en que sean más eficaces.
Los Estados en comento están introduciendo requisitos de “contenido local” en sus marcos regulatorios. Esas exigencias tienen como común denominador crear empleo, promover el desarrollo empresarial y acelerar la transferencia de conocimientos y tecnologías.
Contratos de la Ronda 1
Tan pronto como sean firmados en este año los contratos de la Ronda 1, primera y segunda convocatorias, en agosto y septiembre respectivamente, los contratistas dentro de los primeros 45 días asumirán la obligación de presentar su plan de exploración ante la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) para su autorización.
En él ha de incluirse un programa de cumplimiento de porcentaje de contenido nacional. La etapa de exploración puede comprender un plazo de tres a cinco años en los que los licitantes ganadores de la primera convocatoria deberán cubrir el requisito mínimo de contenido nacional del 13 %, y respecto a los de la segunda convocatoria con el 17 %.
De la misma forma, una vez emitida la declaración de un descubrimiento comercial, el contratista tiene 90 días para exhibir su plan de desarrollo para aprobación ante la misma autoridad, en la que incluya una estrategia de cumplimiento de porcentaje de contenido nacional.
En ambas convocatorias se está obligado a acatar el requisito mínimo del 25 % desde el primer año de la etapa de desarrollo, porcentaje que se incrementará anualmente a una tasa constante hasta alcanzar el 35 % en 2025. Los contratos de la Ronda 1 tienen una vigencia de 25 años a partir de la firma.
La Secretaría de Economía (SE) será la encargada de verificar anualmente el cumplimiento de este porcentaje a través de la aplicación de la metodología para la medición del contenido nacional en asignaciones y contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos, además de verificar los permisos de esa industria (arts. 46, quinto y penúltimo párrafos y 126, LH).
En la mencionada metodología se define el contenido nacional en los términos ya indicados.
La CNH será la encargada de sancionar a quienes no cumplan con el porcentaje mínimo. Para los contratos de la Ronda 1 las multas van desde el primer año de la etapa de exploración por un monto del 15 % hasta el 100 % en la etapa de desarrollo, sobre el valor de los rubros que comprenden el contenido nacional adquirido en incumplimiento.
Si la SE detecta que no se observa el programa de cumplimiento de la proporción del contenido nacional, las multas se calcularán tomando como base el importe que resulte de la diferencia entre lo programado y lo determinado, factor al que se le aplicará el porcentaje correspondiente a cada una de las siguientes etapas:
| Convocatoria | |||
| Fases | 1 | 2 | 3 |
| Exploración | 15 % | ||
| Evaluación | 15 % | 15 % | |
| En el primer año del periodo de desarrollo | 20 % | 20 % | 20 % |
| En el segundo año del periodo de desarrollo | 40 % | 40 % | 40 % |
| En el tercer año del periodo de desarrollo | 60 % | 60 % | 60 % |
| En el cuarto año del periodo de desarrollo | 80 % | 80 % | 80 % |
| En el quinto año del periodo de desarrollo | 100 % | 100 % | 100 % |
Más allá de estas sanciones, los asignatarios, contratistas y permisionarios están obligados a enviar reportes de información de sus operaciones a la SE.
Por lo que en cada una de las convocatorias se señala una pena convencional respecto al incumplimiento de las demás disposiciones de contenido nacional, multa entre 15 mil hasta 450 mil veces el salario mínimo general.
Los contratos de la Ronda 1 se rescindirán si el contratista por más de una ocasión remite de forma dolosa o injustificada información o reportes falsos o incompletos a la Secretaría de Energía (SEGER), SHCP, CNH o a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, respecto de la producción, los costos, o cualquier otro aspecto relevante del convenio (art. 20, fracc. V, LH).
En ese tenor, resulta vital para las empresas mexicanas el correcto registro y control de los conceptos incluidos en los rubros del contenido nacional en los bienes y servicios que van a proveer a los contratistas, asignatarios y/o permisionarios para sumarse a la cadena de valor en las actividades de exploración y extracción.
Tercera Convocatoria
El 12 de mayo y 25 de junio de 2015 fueron publicados en el DOF la Tercera Convocatoria de la Ronda 1 y su acuerdo modificatorio, respectivamente, en donde se conmina a las personas morales nacionales o extranjeras y a las empresas productivas del estado (EPE) a participar en la licitación para la adjudicación de los “Contratos para la Extracción de Hidrocarburos” en 25 áreas contractuales terrestres (onshore) situados en Tamaulipas, Nuevo León, Veracruz, Tabasco y Chiapas.
Mediante sesión en vivo transmitida en el sitio web de la SEGER, el secretario del ramo el Lic. Pedro Joaquín Coldwell, dio a conocer que la adjudicación será bajo el modelo de contrato de licencia, con una vigencia de 25 años más dos periodos de prórroga de cinco años cada uno, mediante los cuales se busca obtener una inversión de 620 millones de dólares por los primeros cinco años y generar 1,600 empleos directos y 4,600 indirectos.
Por su parte, la Dra. María de Lourdes Melgar, subsecretaria de Hidrocarburos de la SEGER, destacó que el objetivo de esta licitación, en donde se ofrecen campos pequeños, es el estimular el desarrollo y participación en la industria de las pequeñas empresas.
En esta licitación el requisito mínimo de capital contable es de cinco millones de dólares. Además, el hecho de optar por la aplicación del contrato de licencia significa la reducción de cargas administrativas para los contratistas y el Estado. Asimismo, destacó que 14 de estos campos en su mayoría producen petróleo ligero con 33° API, lo cual significa una mayor facilidad de transformación del crudo, y se pretende que en los próximos 12 meses a partir de las firmas de estos contratos, sean perforados 29 pozos.
En la primera convocatoria se licitaron 14 áreas, para la segunda cinco áreas ambas para exploración y extracción en aguas someras. Cada una busca atender las características particulares de las áreas a licitar, así las autoridades definen los diferentes términos fiscales, económicos y los objetivos que se pretenden lograr con ellas.
En 2015 la Ronda 1 pretende anunciar cinco convocatorias más en las que se licitaran aguas profundas, aceites extra pesados y no convencionales.
En el artículo 18 de la LH se señala que la SEGER establecerá el modelo de contratación correspondiente para cada área contractual que se licite o se adjudique, para lo cual podrá elegir, entre otros, los contratos de servicios, de utilidad o producción compartida, o de licencia.
Hasta la tercera convocatoria se han utilizado solo contratos de producción compartida y licencia. Estos últimos, aunque comparten algunas similitudes, por naturaleza son diferentes.
En el siguiente cuadro se presentan algunas de las diferencias más representativas entre las bases de licitación y los contratos de la primera, segunda y tercera convocatoria:
| Ronda 1 | |||
| Áreas a licitar | Convocatoria 1 | Convocatoria 2 | Convocatoria 3 |
| 14 áreas en aguas someras | 5 áreas en aguas someras | 25 áreas terrestres | |
| Requisitos de precalificación para acreditar experiencia, capacidades técnicas, y de ejecución | El operador deberá demostrar que cuenta con experiencia acreditable en el periodo 2010–2014: por los menos tres proyectos de extracción, o inversiones de capital en proyectos de exploración y extracción que en conjunto sean de por lo menos mil millones de dólares, y acreditar haber sido operador en proyectos costa afuera en los últimos cinco años | El operador comprobará que cuenta con experiencia acreditable en el periodo 2010–2014: por los menos tres proyectos de extracción, o inversiones de capital en proyectos de exploración y extracción que en conjunto sean de por lo menos mil millones de dólares, y probar haber sido operador en proyectos en aguas someras o profundas | El operador demostrará que el personal propuesto tiene las capacidades requeridas, incluyendo el de las posiciones gerenciales claves que se encargarán de las operaciones; estos últimos tendrán cuando menos 10 años de experiencia gerencial y operacional, en el manejo de proyectos de exploración y extracción terrestres o marinos |
| El operador sustentará que el personal propuesto para las posiciones gerenciales claves que se encargarán de las operaciones tiene, cada uno, cuando menos 10 años de experiencia gerencial y operacional, en el manejo de proyectos de extracción en costa afuera | El operador probará que el personal propuesto para las posiciones gerenciales claves que se encargarán de las operaciones tiene, cada uno, cuando menos 10 años de experiencia gerencial y operacional, en el manejo de proyectos de extracción en aguas someras o aguas profundas | ||
| El operador acreditará que tiene experiencia en implementación y operación de sistemas de gestión de seguridad industrial, seguridad operativa y de protección ambiental en instalaciones o proyectos de extracción, tales como los siguientes que se mencionan de forma enunciativa y no limitativa: OHSAS 18001, ISO 14001, API RP 75 , Código IGS | El operador comprobará que a) la compañía o b) el personal propuesto, tiene experiencia en la implementación y operación de sistemas de gestión de seguridad industrial y protección al ambiente en los últimos cinco años. De igual modo, que la compañía o el personal propuesto tiene experiencia acreditable en los últimos cinco años relativa a la implementación y operación de sistemas de gestión de seguridad industrial, seguridad operativa y de protección ambiental en instalaciones o proyectos de exploración y extracción terrestres, tales como los siguientes que se mencionan de forma enunciativa y no limitativa: OHSAS 18001, ISO 14001, API RP 75 , Código IGS | ||
| Requisitos de precalificación para acreditar capacidad financiera | El Operador contará con activos totales con un valor de por lo menos 10 mil millones de dólares | Poseer un capital contable de por lo menos: a) cinco millones de dólares por cada área Tipo 1 por la que vaya a presentar una propuesta, y en su caso b) 200 millones de dólares por cada área Tipo 2 por la que vaya a presentar una propuesta | |
| Calificación de grado de inversión, según Fitch Ratings, Moody’s Investors Service, o Standard & Poors, Rating Services | |||
| Demostrar un capital contable de por lo menos mil millones de dólares, o en caso de formar parte de un consorcio o asociación en participación, de por lo menos 600 millones de dólares | |||
| Si el operador no cumple con el criterio financiero previsto, aquel podrá hacerlo a través de un consorcio o asociación en participación demostrando un capital contable agregado de por lo menos mil millones de dólares, (no más de tres miembros incluyendo al operador). Deberá tener el operador por lo menos una tercera parte de la participación económica, y ningún otro miembro podrá poseer una participación económica mayor | Si el operador no cumple con el criterio financiero previsto, podrá hacerlo a través de un consorcio o asociación en participación demostrando un capital contable agregado de por lo menos tres millones de dólares, por área Tipo 1 y 120 millones de dólares por área Tipo 2, siempre que dos de los miembros demuestren un capital contable agregado mínimo de 80 millones de dólares por cada área Tipo 2. Contará el operador por lo menos con una tercera parte de la participación económica | ||
| Mecanismo de Adjudicación | Presentación de propuesta económica con las variables. El licitante que ofrezca los mejores términos económicos para el Estado conforme a las variables de la fórmula de dicha propuesta | Presentación de propuesta económica con las variables. El licitante que ofrezca los mejores términos económicos para el Estado conforme a las variables de la fórmula de esa propuesta | |
| Valor de la oferta=Porcentaje de participación del Estado en la utilidad operativa+ Inversión adicional | Valor de la oferta=Factor de la regalía adicional determinada como porcentaje del valor contractual de los hidrocarburos+ Inversión adicional | ||
| Tipo de contrato | Producción compartida | Licencia | |
| Vigencia | 30 años con dos periodos de prórroga de cinco años cada uno | 25 años con dos periodos de prórroga de cinco años cada uno | 25 años con dos periodos de prórroga de cinco años cada uno |
| Pago de bono a la firma del contrato | No aplica | El contratista debe pagar al Estado el bono a la firma del contrato, monto que será determinado por la SHCP para cada contrato de licencia a firmarse | |
| Recuperación de costos | 60% como límite de recuperación de costos | No aplica | |
| Determinación de las contraprestaciones | El Estado recibirá el por ciento (___%) de la utilidad operativa para el mes relativo | El Estado recibirá el por ciento (___% ) del valor contractual de loshidrocarburos para el mes respectivo | |
| Pago de regalías | Los contratistas están obligados al pago de regalías, las cuales se determinarán para cada tipo de hidrocarburo mediante la aplicación de la tasa correspondiente al valor contractual: del petróleo, del gas natural y de los condensados producidos en el período. En el caso del gas natural, el monto de regalías se calculará por separado según se trate de gas natural (metano) o de cada uno de sus líquidos (etano, propano y butano) considerando la tasa y el valor contractual que a cada uno corresponda, determinados con base en el precio contractual y el volumen de cada uno de los productos mencionados | ||
| Pago de la cuota contractual para la fase exploratoria | El pago mensual de esta cuota en favor del Estado mexicano por la parte del área contractual que no cuente con un plan de desarrollo aprobado por la CNH, se realizará en efectivo de conformidad con las siguientes cuotas: durante los primeros 60 meses de vigencia del contrato: 1,150 pesos mexicanos por kilómetro cuadrado a partir del mes 61 de vigencia del contrato y hasta la terminación de su vigencia: 2,750 pesos mexicanos por kilómetro cuadrado | ||
| Entero del ISR | Los contratistas y cada una de las empresas participantes del consorcio o asociación en participación deberán estar al corriente en sus obligaciones fiscales, de acuerdo con la normatividad aplicable, así como ser residentes para efectos fiscales en México, tener por objeto exclusivamente la exploración y extracción de hidrocarburos y no tributar en el régimen fiscal opcional para grupos de sociedades (Capítulo VI, del Título Segundo de la LISR) | ||
| Pago del impuesto por la actividad de exploración y extracción de hidrocarburos | Los contratistas están obligados al pago de este impuesto por el área contractual definida | ||
| Determinación de las contraprestaciones al contratista | El contratista recibirá el porcentaje del remanente de la utilidad operativa del periodo de que se trate, después del pago del porcentaje de la utilidad operativa en especie que le corresponde a la nación y que se entrega al comercializador | El contratista recibirá la transmisión onerosa de cada tipo de los hidrocarburos producidos en el área contractual durante el periodo relativo | |
| Porcentaje de contenido mínimo nacional requerido | 13 % para el periodo de evaluación, y 25 % a partir del primer año del periodo de desarrollo a incrementarse anualmente a una tasa constante hasta alcanzar el 35 % en el año 2025 | 17 % para el periodo de evaluación, y 25 % a partir del primer año de desarrollo a incrementarse cada año a una tasa constante hasta conseguir el 35 % en el año 2025 | 22 % para el periodo de evaluación, y 27 % a partir del primer año de desarrollo a incrementarse anualmente a una tasa constante hasta alcanzar el 38 % en el año 2025 |
Conclusiones
En México los requisitos del contenido nacional representan uno de los pilares por los que se concibió la reforma energética, por lo que ahora es imprescindible que la regulación permita a la sociedad obtener esos beneficios.
Por eso, para las empresas nacionales es indispensable el correcto registro y control de los conceptos incluidos en los rubros de ese contenido en los bienes y servicios que van a proveer a los contratistas, asignatarios y/o permisionarios para sumarse a la cadena de valor en las actividades de exploración y extracción a fin de contribuir al crecimiento económico y la creación de empleos, además de buscar el desarrollo tecnológico y eficacia de las compañías nacionales en el sector energético.
