México se encuentra en un periodo crucial. Para nadie es un secreto que el país se enfrenta a una clara necesidad de concretar reformas estructurales que funcionen a largo plazo y que, a su vez, le permitan destacar entre las economías emergentes; la punta de lanza de estas transformaciones es, sin duda, la Reforma Energética.

     Como parte del paquete de leyes secundarias presentado por el Ejecutivo, ha sido propuesta la llamada Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos (LIH), misma que representa el bastión fiscal de la Reforma Energética, así como una oportunidad para que Petróleos Mexicanos pase de ser una paraestatal, a una empresa productiva del Estado, que tributaría bajo el régimen general como cualquier persona moral mexicana.

     Este nuevo ordenamiento tiene un objetivo particularmente ambicioso; prevé un esquema de transparencia con procesos de licitación, manejo de recursos y rendición de cuentas, puntual, mismos que se verán soportados por el denominado Fondo Mexicano del Petróleo, que se encargará de administrar los recursos obtenidos y que es promovido a través de la publicación de la nueva Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.

     La principal tarea de la LIH es asegurar que las contraprestaciones derivadas de los contratos (bajo la modalidad de licencias, o producción/ utilidad compartida a terceros) y asignaciones (cuyos titulares serán únicamente empresas productivas del Estado), otorgados para ejecutar tareas de exploración y extracción de hidrocarburos, sean dirigidas a las arcas del Estado de forma eficaz.

     Considerando que las contraprestaciones no tienen naturaleza de contribuciones, vale la pena analizar las particularidades de cada una, hablando no solo de la potencial complejidad de su cálculo o de la interpretación de los conceptos incluidos, sino previendo que su control representará para las empresas del Sector Energético, diversas tareas administrativas adicionales a las ya conocidas, que tienen que ver con el cumplimiento fiscal normal por obligaciones federales, estatales y municipales.

     El nuevo esquema se basa en la premisa de que las contraprestaciones sean progresivas y simples, en lo que se refiere a su cálculo. Este objetivo, sin embargo, se cumpliría solo parcialmente, ya que no todas las contraprestaciones están alineadas y referidas al precio de mercado del hidrocarburo, o incluso al tamaño del yacimiento a explotar. La simplicidad de los esquemas está por verse, y las fórmulas sugeridas, sobretodo en el caso de la determinación de regalías y topes de gastos atribuibles a un proyecto, lucen complejas.

CONTRAPRESTACIONES Y DERECHOS

A continuación, resumimos brevemente cada uno de los ingresos que el Estado estaría recibiendo en caso de que esta iniciativa fructifique.

Bono a la firma del contrato: Serán aquellas bonificaciones exigibles desde el momento del otorgamiento de una licitación; es una especie de prima moderada conocida incluso antes de la presentación de la candidatura para ejecutar el proyecto, cuyo monto es independiente de la rentabilidad del mismo.

Cuota contractual de fase exploratoria (CCFE): Este pago permitirá al Estado comenzar a recibir recursos desde el momento de la firma del contrato, sin esperar a que se detone la generadora de ingresos por parte del particular. El pago por la superficie aumentará a partir del mes 61 del contrato, y se extinguirá cuando comience la producción comercial del área.

Regalías: Estarán relacionadas con los ingresos de la producción sobre los cuales se aplicará un porcentaje referido al valor fluctuante del hidrocarburo producido. Si bien representará una recaudación progresiva para el Estado, será poco atractivo para las empresas operar bajo este esquema, toda vez que, de existir producciones extraordinarias y por ende ganancias no proyectadas, estas siempre causarán regalías igualmente extraordinarias para el Estado, es decir, siempre estarán relacionadas las unas y las otras.

     Adicionalmente, la tasa de porcentaje variará de acuerdo con el tipo de hidrocarburo: petróleo o gas natural (asociado y no asociado, además de los condensados). De darse un caso atípico en el que el precio del gas natural sea menor a cinco dólares estadounidenses (USD) por millón de BTU,1 no se aplicará esta figura de contraprestación, lo cual resulta obvio por la evidente poca rentabilidad de gases no asociados como el shale; en este caso, no tendría sentido aplicar una carga adicional al particular.

Contraprestación considerando una tasa: Esta puede darse en dos formas: directamente sobre el valor de los hidrocarburos, o bien, sobre una utilidad operativa, la cual se determinará por cada periodo de acuerdo con el valor contractual de hidrocarburos, menos las regalías pagadas, deducciones de inversiones con aplicación de tasas de depreciación distintas a las de la Ley del Impuesto Sobre la Renta, que podrían abarcar diversos tipos de inversiones.

     De igual manera, se establece una “mecánica de ajuste” para asegurar rentas al Estado, pudiendo esta ir aumentando gradualmente conforme se incremente la rentabilidad de los proyectos.

Por: Mario Morales y Roberto Mendoza, Socio y Gerente Sr. de Impuestos Corporativos de KPMG en México

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