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Las claves de la producción compartida de hidrocarburos

El modelo de contratos de la Ronda Uno es una ventaja para los inversionistas, dicen los autores; sin embargo, los bajos precios del petróleo podrían ahuyentar a algunos participantes.
Posterior al cierre de la sesión, el Brent retrocedió por debajo de su barrera de soporte de 60 dólares el barril. (Foto: Getty Images )
petroleo

La Reforma Energética prevé la celebración de diversos tipos de contratos petroleros. Para la Ronda 1, la CNH eligió la modalidad del contrato de producción compartida (CPC), opción que indudablemente luce atractiva para el inversionista, quien, dependiendo del rendimiento del proyecto, se convertirá en dueño de los hidrocarburos extraídos una vez conferida la proporción en especie que el Estado le requiera, lo anterior, acorde con los términos convenidos en el contrato.

Durante diciembre de 2014, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) publicó la primera convocatoria de licitación para la ejecución de actividades de Exploración y Explotación (E&E) de hidrocarburos. Para este primer proceso se prevé el otorgamiento de 14 áreas contractuales situadas en el Golfo de México, exclusivamente para el desempeño de dichas actividades en aguas someras .

Un vistazo al modelo

El CPC, en su estructura, ciertamente luce similar al modelo aplicado en otros países, detalle que representa una ventaja para el inversionista que llegue a México, debido a que reconocerá la terminología. Cabe mencionar que existe un modelo de contrato para participaciones individuales o en consorcio.

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Para los capitales que están por llegar al sector energético mexicano, será importante digerir la idea de que, si bien en aguas someras el grado de éxito es potencialmente alto, la inversión será bajo su propio riesgo, y los ingresos a percibir no se verán reflejados sino hasta el momento de producción real, hecho relevante considerando que en este tipo de proyectos el retorno sobre la inversión se da cuando menos en el mediano plazo. 

Cláusulas características del CPC

Es grato encontrar controles realmente atractivos en el proceso de licitación, puesto que el Gobierno tiene la firme intención de demostrar a los inversionistas que existirá transparencia en la adjudicación e incluso en el manejo de las finanzas de los proyectos. Reto ambicioso será la potencial burocratización de las agencias encargadas del monitoreo de la buena ejecución de la licitación. De darse una implementación exitosa, será tema digno de aplaudir.

Los participantes deben considerar para la licitación costos importantes, no está de más mencionar que el acceso al data room de los campos de aguas someras , así como la inscripción a la licitación, tienen costos de alrededor de 390 mil dólares, los cuales no serán reembolsables. La CNH requerirá una garantía de crédito de 2.5 millones de dólares (mdd). Debemos mencionar que antes de entrar al proceso, las compañías deben comprobar un capital mínimo de 1,000 mdd para participación individual, y de 600 mdd para aquellos licitantes en consorcio.

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Existen cláusulas específicas dentro del modelo del contrato, cargadas a favor del Estado, porque prevén obligaciones puntuales para los contratistas como respetar las normas de seguridad industrial y protección ambiental. Las empresas tendrán que hacer una labor minuciosa en sus proyecciones de trabajo y avance, obligándose a un programa mínimo de trabajo en el área contractual que les sea conferida (incluyendo un presupuesto de costos y procedimientos de contabilidad), y también a cumplir con un porcentaje de contenido nacional, a razón del 13% en etapa de exploración, llegando a un 35% en el 2025, asumiendo el proyecto ya en etapa de desarrollo.

Temas tributarios del CPC

Un contratista debe reunir cuatro requisitos fiscales principales:

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  • Ser residente fiscal en México
  • Tener como objeto único las actividades de extracción y exploración de hidrocarburos
  • No tributar bajo régimen opcional de grupos de sociedades
  • No tener adeudos fiscales

Se da luz respecto a lo que realmente debe ser considerado como el ingreso fiscal para el contratista, confirmando que son dos aspectos: el porcentaje remanente (después del pago del porcentaje de utilidad al Estado mencionado anteriormente), y, por otra parte, la recuperación de costos, que estará limitada y siempre irá ligada al valor contractual del hidrocarburo para garantizar una base; de igual forma, estará sujeta a controles específicos de contabilidad que monitoreados por el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP) a través de un catálogo de cuentas obligatorio.

Para el caso específico del cálculo de regalías, las fórmulas de determinación son complejas y requieren un entendimiento técnico de la industria, debido a que consideran factores asociados a ella.

El FMP será el encargado de determinar y recaudar las contraprestaciones del contratista. Adicionalmente, se prevé la obligación de mantener registros y documentación contable y fiscal relacionada con el proyecto durante un lapso mínimo de cinco años posteriores al final del contrato, condición alineada al plazo similar al otorgado por el Código Fiscal para ejercer facultades de comprobación.

En las operaciones con partes relacionadas o incluso no relacionadas, el contratista tiene la obligación de demostrar que estas fueron pactadas a valor de mercado, para la cual requiere la aplicación de los métodos establecidos en las guías sobre precios de transferencia de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos.

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Ojo con las letras pequeñas

A pesar de que se preveía como prácticamente imposible la cesión y el cambio de control (incluyendo modificaciones en la estructura del capital) sobre los contratos, esta sí será permitida. Invariablemente, las condiciones lucen complejas y siempre se requerirá aprobación de la CNH.

El plazo de un CPC será de 25 años, con dos potenciales prórrogas de cinco años, cada una. Se deberá dar aviso con 18 meses de anticipación en el caso de requerir una prórroga.

El contrato enfatiza que no se otorga a las empresas ningún tipo de derecho real sobre el área contractual, y dispone que, en caso de hallazgo de minerales distintos a hidrocarburos, tampoco pertenecerán al contratista. Por su parte, el FMP emitirá un certificado de pago en especie que acredite el volumen de hidrocarburos a que el contratista tenga derecho.

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El periodo de exploración previsto es de tres años. En su caso, existen dos términos prorrogables de un año cada uno, a solicitarse con 18 días de anticipación.

La CNH, el FMP y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público contarán con facultades para solicitar información a terceros que celebren operaciones directamente con los contratistas, mismos que deberán solicitar dicho acceso a sus proveedores.

El contratista tendrá la obligación de mantener libre de responsabilidad a la CNH bajo cualquier supuesto o circunstancia. Por otra parte, el contratista queda sujeto a potenciales penas convencionales o incluso a una reducción o devolución del área contractual que le haya sido adjudicada, en caso de incumplimiento de alguna de las cláusulas acordadas.

Conclusiones

Con la significativa baja en el precio del petróleo suscitada en 2014, resultará aún más complejo el reto del Gobierno mexicano que tendrá que evitar el potencial desánimo del inversionista. No obstante, incluso en las proyecciones más conservadoras, se sugiere que la caída del petróleo ya tocó piso, y que el efecto de desplome será temporal, de ser así, considerando el modelo mexicano como una réplica de las mejores prácticas en el sector a nivel mundial, la realidad es que luce sumamente atractiva la idea de entrar en la competición.

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Si bien diversos sectores se pronuncian a favor de una postergación de las siguientes rondas para esperar un mejor panorama para la industria energética, debemos considerar que, mientras algunos grupos toman esta decisión y se quedan estáticos, otros están actuando, y ya solicitaron acceso al data room de los campos de aguas someras, apegándose a su plan inicial. Sin duda esto jugará a su favor ante un esperado panorama de repunte en el precio del barril de crudo a finales de 2015.

*Los autores son Socio y Director de la Práctica Fiscal y Legal de Energía y Recursos Naturales de KPMG México , respectivamente.

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