Opinión

La inminente evolución del régimen fiscal del petróleo en México

 
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Por Rubén Cruz, Socio Líder de Energía y Recursos Naturales y Roberto Mendoza, Director de Impuestos Corporativos,
especialista en Energía de KPMG en México.

Han pasado algunos meses desde que la Reforma Energética se materializó, por lo que vale la pena detenerse para analizar el impacto que ha tenido sobre los actores involucrados.

Para Pemex, la Ronda 0 representó una retención de casi el 83% de campos con reservas 2P ya identificadas y con potencial de explotación; el porcentaje restante de reservas será licitado tanto en la Ronda 1 como en futuras Rondas, de acuerdo con el Plan Quinquenal establecido por la Secretaría de Energía (Sener), junto con otras áreas inexploradas, pero de las cuales se espera un gran potencial, sobre todo en el caso de aguas profundas.

Si consideráramos el número de empresas interesadas en participar y el número de asignaciones como parámetros de éxito, puede afirmarse que los resultados de las convocatorias, en su conjunto, rompieron paradigmas y representan un elemento a favor del Gobierno de México en cuanto a la efectividad en la implementación de la Reforma Energética.

A pesar de lo anterior, es válido cuestionar la permanencia de los modelos contractuales-fiscales elegidos y puntualizar los aspectos donde, basándonos en experiencias internacionales previas, se requerirá monitoreo permanente y apertura a nuevas ideas que demandará el contexto económico global.

Modelo mexicano

El sistema fiscal y regulatorio petrolero de un país debe estar siempre alineado a los objetivos trazados en términos de crecimiento de producción de barriles deseado, así como de adquisición de tecnología.

El modelo mexicano representa una mezcla de elementos, como los contratos de producción compartida o licencias, o también las contraprestaciones como el bono o las regalías que fueron exitosos en producción y recaudación tributaria en países como Nigeria, Angola o Azerbaiyán.

Hasta 2014, el escenario para México no contemplaba el otorgamiento de concesiones, como en Canadá, Noruega y Estados Unidos, siendo así un reto para el país, ya que indicaba que la apertura a inversiones en el sector no resultaba interesante para los capitales nacionales y extranjeros; esto trajo consigo la evaluación y decisión de suspender la convocatoria para la quinta licitación de la Ronda 1 prevista para yacimientos No Convencionales y Chicontepec.

Propiedad del hidrocarburo y la perspectiva sobre el futuro del modelo

El bosquejo ideal de un sistema fiscal petrolero debe encontrar dos características esenciales:

1) El otorgamiento de una “porción o contraprestación justa” para el Estado respecto de una participación en producción o en los ingresos y en las utilidades, por ser precisamente el Estado el “propietario” de los recursos que se extraigan de las áreas donde se llevarán tareas de explotación y extracción

2) Ser sumamente atractivo a través del aseguramiento de un óptimo retorno de la inversión para los inversionistas mediante la obtención del hidrocarburo o utilidades en los tiempos deseados.

En adición, el reto es la identificación y equilibrio entre estos factores, para lograr un esquema ganar-ganar entre los inversionistas y el Estado.

Existen puntos cruciales que deberán evaluarse en el corto y mediano plazo con la finalidad de hacer del régimen fiscal un factor positivo de competitividad respecto al resto de países petroleros, los cuales compiten por la atracción de capital para inversión, que a su vez depende de la situación actual de la liquidez dentro de la industria global. La competitividad y estabilidad del sistema impositivo, el vínculo entre este y la eventual recuperación del precio del petróleo, el balance entre el retorno de inversión frente al riesgo asumido y compartido por los inversionistas y el Estado, serán factores determinantes del éxito en desenvolvimiento e impacto de la Reforma dentro de la economía real.

Independientemente de si en los países se otorgan o no concesiones para explotación de petróleo, con un sistema fiscal rígido, con una recaudación eficiente o una participación de hidrocarburos producidos entregados al Estado alta, en realidad no importa quién tenga la posesión legal del hidrocarburo. Ante esta situación, deben presentarse nuevas ideas ante un escenario donde la competencia sea mucho más intensa; de lo contrario se deberá considerar la reducción o eliminación de ciertas contraprestaciones, inclusión de estímulos fiscales a la inversión en activos de alta especialización y tecnología de alta vanguardia en el sector.

Una vez reflejados los resultados de inversión en el sector petrolero -con tecnología adoptada y desarrollada, empleos creados y la recaudación obtenida para el Estado- podremos descifrar con seguridad si el régimen adoptado en meses recientes representó el escenario ideal en aquel momento.

Recap de temas logrados en la Ronda 1 hasta el momento:

• Plan Quinquenal de Licitaciones para actividades de E&E 2015-2019 (4 Rondas).
• 3 procesos de licitación de la Ronda 1:
• 30 nuevas empresas
• Inversión comprometida: USD 6.9 Bn
• Producción esperada: 280 Mbpe (Peak Production)
• +12.5% vs producción de 2015*
• Licitación 1.4 para aguas profundas en proceso
• 10 áreas contractuales:
• USD 4.4+ Bn por área contractual
• 30 empresas interesadas
• 14 en proceso de precalificación

*Considerar un off-set con tasa de declinación de 5% anual potencial.

Fuente: SENER, CNH y análisis propio de KPMG.

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