Ronda 3.3 ¿Un régimen fiscal adecuado para Recursos No Convencionales?

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Por: Layla Vargas y Génesis García

La publicación de la tercera Licitación de la Ronda 3 ocurre después de un importante esfuerzo del gobierno mexicano y la larga espera de la industria por comenzar el desarrollo de recursos no convencionales en México.

Compuesta por nueve bloques adyacentes, de aproximadamente 300 kilómetros cuadrados de superficie cada uno y sin límite de profundidad, estas áreas contractuales localizadas en la Cuenca de Burgos(Tamaulipas), cuentan con recursos prospectivos no convencionales por mil 161 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

La Ronda 3.3 está respaldada por un largo proceso de coordinación de instituciones como la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la Comisión Nacional del Agua (Conagua) y la Agencia de Seguridad Energética y Ambiental (ASEA) – que con el liderazgo de la Secretaría de Energía–, generaron la regulación necesaria para el desarrollo de este tipo de proyectos.

Prevista desde 2015 cuando se publicó la primera edición del Plan Quinquenal de Licitaciones, pareciera que esta licitación es un paso inevitable previo concluir el sexenio actual; sin embargo, surgen las siguientes preguntas: ¿estamos en el momento histórico correcto para desarrollar recursos no convencionales? ¿Contamos con la suficiente infraestructura? ¿El modelo de contrato propuesto es el idóneo para este tipo hidrocarburos? ¿Existen las condiciones para competir con otros proyectos a nivel internacional? Y la más importante para efectos de la presente colaboración ¿El régimen fiscal incentiva la inversión de jugadores de renombre internacional?

Para los contratos que se ofrecen en la ronda 3.3 bajo la modalidad de Contratos de Licencia, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) propone un régimen fiscal del que se caracteriza por:

  1. El pago de contraprestaciones previstas por la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y
  2. La intención de la SHCP para que el régimen fiscal se alinee a las necesidades de un proyecto de recursos no convencionales.

Sobre el primer punto, la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos obliga a incluir en el régimen fiscal de cualquier contrato:

  1. Valores establecidos o calculados conforme a fórmulas: las regalías, la cuota contractual para la fase exploratoria y el Impuesto sobre la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, y
  2. Valores a determinar en cada licitación: el bono a la firma y un mecanismo de ajuste, establecidos por SHCP y un porcentaje del Valor Contractual de los Hidrocarburos, que se trata de la participación para el Estado, ofrecida por el Contratista en su propuesta para la adjudicación.

A diferencia de otros Contratos de Licencia, la SHCP decidió que la participación del Estado no se calculara sobre el Valor Contractual de los Hidrocarburos sino como porcentaje de la Utilidad Operativa; variable que solo se había considerado para Contratos de Producción Compartida.

Esta nueva variable implica que el porcentaje de participación del Estado se calculará sobre la Utilidad Operativa —es decir, sobre ingresos netos y no brutos— se pagará en efectivo y anualmente.

Con esta nueva inclusión el Estado: i) reconoce que los costos e inversiones para el desarrollo de recursos no convencionales son elevados durante todo su ciclo de vida y no solo al inicio, y ii) “asume parte del riesgo” hasta que los proyectos sean rentables pues permite que el Contratista pague el porcentaje de participación para el Estado una vez que haya logrado cubrir los costos incurridos.

Otro aspecto positivo a destacar es el mecanismo de ajuste que se calcula de forma anual en lugar de mensual, para disminuir el impacto de las variaciones en los precios de hidrocarburos o costos del proyecto que se presenten a lo largo del año. No obstante, dado que la fórmula para calcular el factor de rentabilidad considera el valor máximo entre el cálculo del período actual o el resultado del período anterior, si este factor se activa para un año, siempre deberá calcularse un ajuste a la participación del Estado.

Lo anterior no significa que el ajuste anual sea siempre un número positivo, ya que su valor dependerá de la diferencia entre el margen operativo y i) el porcentaje original ofrecido en la licitación, y ii) el parámetro al cual la SHCP asignará valor cuando se publique la versión final del Contrato.

Considerando que dichas variables determinarán el monto del ajuste para contrarrestar los efectos de un margen operativo elevado, es necesario que los porcentajes ofrecidos en la licitación, así como la variable pendiente de definir por parte de la SHCP sean valores altos, de tal forma que el ajuste sea menor o incluso nulo. El valor que SHCP asigne será un buen indicador de que el gobierno está dispuesto a atraer jugadores a esta ronda.

Conforme a lo hasta ahora dicho podemos afirmar que los aciertos del régimen fiscal para recursos no convencionales son:

  • Estar alineado con la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos con variables adecuadas para la exploración y producción de proyectos no convencionales.
  • Si bien el porcentaje del Valor Contractual de los Hidrocarburos no puede omitirse de las contraprestaciones de un Contrato de Licencia, los Contratistas se pueden beneficiar de que su valor es igual a cero.
  • La inclusión del porcentaje de Utilidad Operativa que reconoce la posibilidad de hacer inversiones relevantes en cualquier momento pues su pago se hará hasta que el proyecto sea rentable.

En conclusión, los Interesados en participar en la Ronda 3.3 encontrarán un régimen fiscal que reconoce las grandes inversiones que requiere un proyecto de recursos no convencionales y que al mismo tiempo cumple con el mandato del Estado de maximizar la captura de renta. Los premiados serán quienes ofrezcan a la Nación mejores valores de participación en dichos proyectos.

 

Layla Vargas y Génesis García

Miembros de Muvoil Consulting

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