5 nuevos cobros para petroleras privadas

La legislación determina los bonos por firmar y las regalías, pero deja abierta la contraprestación; una mezcla de tasas demasiado altas puede ahuyentar la inversión, advierten expertos.
petroleo mar  (Foto: AP)
Edgar Sigler /
CIUDAD DE MÉXICO (CNNExpansión) -

La reforma a las leyes en materia energética creará el pago de cinco gravámenes que deberán realizar las empresas privadas que ganen licitaciones para la explotación de hidrocarburos, ya sea con Pemex o de manera independiente, y la legislación deja abierta algunas de las tasas que se cobrarán.

La nueva Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, que aprobó en definitiva la Cámara de Senadores este martes, prevé que los ganadores de las licitaciones que realice la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) paguen bajo dos modelos fiscales: uno de licencias y otro para la producción y utilidad compartida, que serán proyectos que llevarán en conjunto con Pemex.

“Lo que se aprobó ahora es la estructura, por lo que cada contrato va a ser diferente. Todo lo que se va a sacar el Gobierno o las empresas aún no se sabe, pero eso es bueno, porque cada campo requiere de mediciones distintas”, explicó el presidente de la consultora especializada GMEC, Gonzalo Monroy.

La reforma energética romperá con el monopolio de Pemex en la extracción de hidrocarburos con la apertura al capital privado, y aunque la constitución mantiene que las reservas de petróleo y gas pertenecen a la nación, se permitirá que las compañías puedan obtener en pago parte de la producción que realicen a través de las licencias que otorgará el Gobierno.

Monroy señala que debido a esta libertad sobre el nivel de algunos gravámenes, no es posible señalar una tasa efectiva de pago al Estado por cada 100 dólares de un barril de crudo o gas natural, aunque recuerda que al final las licitaciones que lleve a cabo el Gobierno competirán con las realizadas en otros mercados a nivel internacional, por lo que deberán mostrar condiciones competitivas para atraer a la inversión.

El asociado de la consultora especializada Marcos y Asociados, Luis Miguel Labardini, explicó que a nivel mundial en proyectos compartidos por lo general el Estado obtiene 70% del precio del barril contra el 30% que tiene un privado en proyectos (en proyectos en tierra puede llegar hasta el 90% para el Gobierno); mientras que en aguas profundas ambos pueden compartir 50% y 50%.

El especialista destaca que será en la tasa de la contraprestación la que más va a diferir de cada contrato, y que al final definirá al ganador.

“Los contratos se adjudicarán mediante licitación pública a quien otorgue las mejores condiciones para el Estado”, comentó el gerente de la Industria de Energía para la consultora PwC, Jorge Pedroza.

A continuación te presentamos una breve explicación sobre los gravámenes que determinará la Secretaría de Hacienda en las licitaciones, que pueden comenzar a adjudicarse a partir del primer semestre de 2015:

1. El bono por la firma

Este pago lo determinará Hacienda en cada una de las licitaciones, y se cobrará sólo al principio de la asignación del contrato. Este sólo lo pagarán las empresas que ganen las licitaciones en la modalidad de licencias, es decir, sin la participación de Pemex.

2. Cuota contractual para la fase exploratoria

En los primeros 60 meses de vigencia del contrato se cobrará una cuota de 1,150 pesos por kilómetro (km) cuadrado, y a partir del mes 61 aumentará más del doble a 2,750 pesos.

3. Las regalías

En el caso de las licencias se pagará según el valor del hidrocarburo que se extraiga, es decir, lo que resulte de multiplicar el precio por la cantidad, y se hará de la siguiente manera:

Petróleo

--- Si el precio del barril está por debajo de 48 dólares se pagará una tasa de 7.5%.

--- Si el precio supera 48 dólares: se definirá con el valor del barril, multiplicado por 0.125, a lo cual se le sumará 1.5. Tomando como referencia el precio actual del barril, esto se traduce en una tasa del 13.25%.

Gas natural

--- Asociado, es decir, que se extrae como consecuencia de la explotación de un pozo que contiene petróleo convencional se pagará lo que resulte de dividir el valor del BTU/100.

--- No asociado, es decir, como el shale gas que se extrae de formaciones de lutitas: cuando el precio del BTU sea menor a 5 dólares, se cobrará el 0%; cuando esté entre 5 y 5.5 dólares será el porcentaje que resulte del precio, menos 5 por 60.5/el precio; y cuando sea mayor a 5.5 dólares será el precio/100.

Condensados

--- Si el precio es menor a 60 dólares por barril se pagará 5%.

--- Si el precio es mayor a 60 dólares por barril: el porcentaje que resulta de multiplicar el precio del condensado por 0.125 menos 2.5.

En el caso de los contratos por producción o utilidad compartida, se tomará el precio del hidrocarburo, y no el valor, pues a diferencia de la licencia, aquí se divide la producción o utilidad entre el Estado y el privado.

4. La contraprestación

El porcentaje se determinará en cada uno de los contratos, y será el que más pueda variar entre cada uno de las licitaciones, pues sobre éste se puede definir el ganador, aunque en el caso de la licencia se medirá conforme al valor contractual del hidrocarburo, y en los contratos compartidos, por el precio.

5. El Impuesto Sobre la Renta (ISR)

En los contratos de licencia, la contraprestación del Estado se toma desde una base antes del descuento de los costos producción; mientras que en los contratos de producción y utilidad compartidas primero se realiza la deducción de los costos, y luego se cobra el porcentaje de la contraprestación.

En las deducciones para los contratos compartidos se prevén:

--- Deducción del 100% para los costos de inversión en etapa de exploración; recuperación segundaria y mejorada (campos en declinación); y el mantenimiento no capitalizable.

--- El 25% en el desarrollo de yacimientos de gas natural y petróleo.

--- El 10% de infraestructura de almacenamiento y transporte.

Además se prevé que las deducciones en los costos de inversión no superen los siguientes umbrales:

--- El 12.5% para los hidrocarburos distintos al gas natural no asociado y condensados, extraídos en tierra y aguas someras.

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--- El 80% para el gas natural no asociado y condensados (shale gas y shale oil)

--- El 60% para los pozos en aguas profundas y en la zona de Chicontepec.

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