Hacienda busca gravar pozos inactivos
En México, los yacimientos de hidrocarburos que permanezcan inactivos podrían pagar un impuesto mensual de entre 2,650 y hasta 4,250 pesos por kilómetro cuadrado.
Este gravamen provocaría que los proyectos en aguas profundas paguen una cuota cada mes de entre 12.2 millones de dólares (mdd) y 34 mdd por un campo estándar antes de haber ganado el primer dólar por producción, alertó la consultora energética GMEC.
En la iniciativa federal de reforma hacendaria, en el apartado de la Ley de Ingresos Petroleros (LIP), el Gobierno federal propone establecer una cuota mensual a los campos que se encuentren inactivos.
El "Análisis de la Ley de ingresos Petroleros y la Reforma Energética", elaborado por Gonzalo Monroy, director de la consultora energética GMEC, señala que es posible que las cuotas que se cobren por la inactividad no sean recuperables una vez iniciada la producción.
El experto dijo que ante la posible desaparición del régimen de consolidación fiscal que permite a las empresas integrar las ganancias y pérdidas de sus subsidiarias y diferir su pago por hasta cinco años, el efecto para la industria petrolera sería considerable.
Lo anterior tomando en cuenta que el grado de éxito exploratorio en aguas profundas es de apenas 33%, por lo que los futuros operadores de este tipo de campos verán reducido su margen de ganancia.
La propuesta federal considera un impuesto de 2,650 pesos para los campos de entre uno y hasta 60 meses sin producir y de hasta 4,250 pesos por yacimientos que tengan más de 60 meses sin producir.
"Según la exposición de motivos de la LIP, esta cuota mensual se establece para prevenir que varias zonas o bloques queden inactivos y no produzcan, inhibiendo con ello la creación de renta petrolera y riqueza. Sin embargo, el efecto real en la vida de un proyecto puede ser bastante contraproducente", anticipó Monroy.
La cuota que se incluye en la LIP hará menos competitivo al país en los proyectos de aguas profundas y de gas shale, ya que se encarecerían entre 3% y 5% en general, pues todos los campos pagarán cuotas por yacimientos que no produzcan hidrocarburos.
Hacienda pretende quedarse con el 70% de los recursos de todos los proyectos, algo cercano a otras partes del mundo, aunque el documento auguró poco éxito para los trabajos en aguas profundas y lutitas.
Los recursos ya están etiquetados para que municipios y estados se queden con entre el 88% y 93% de lo que se recaude, por lo que se va a llegar al mismo problema que con el Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros, que hoy cuenta con apenas 2,100 mdd, a pesar de que se creó desde 2008 para separar los ingresos petroleros para emergencias.
La propuesta de reforma energética del Gobierno Federal, que contempla la posibilidad de utilizar Contratos de Utilidad Compartida , prevé que empresas privadas puedan aliarse con Pemex para explorar yacimientos; sin embargo, Gonzalo Monroy consideró que la cuota a la inactividad y la desaparición del régimen de consolidación fiscal podrían desmotivar a los inversionistas privados.
De acuerdo con el artículo 14 de la LIP, Pemex y demás operadores que trabajen dentro de la figura de los Contratos de Utilidad Compartida estarían obligados al pago de una regalía en efectivo, dependiendo del nivel de precios de los hidrocarburos producidos.
"Para el petróleo y los condensados, la tasa mínima es de 5% sobre el valor de la producción de esos hidrocarburos (asumiendo un precio base de 60 dólares/barril), tasa que se incrementa progresivamente si el precio rebasa el precio base mencionado", detalló.
