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Guı́a de ingresos fiscales de la Licitación 1 de
la Ronda 1
Fernando Ramones Fernández
[email protected]
1.
Introducción
El pasado 15 de julio de 2015 se llevó a cabo la
primera licitación de la Ronda 1, en ella se ofrecı́an 14
bloques en aguas someras en la costa sureste de México. Sin embargo, solo dos bloques fueron exitosamente
asignados al consorcio Sierra Oil & Gas, S. de R. L.
de C.V. Talos Energy, LLC y Premier Oil, PLC; el
bloque 2 de 194 km2 y el bloque 7 de 465 km2 , cada
uno con una probabilidad de éxito comercial de 20 %
y 14 % respectivamente[2]. Los contratos por los cuales
se regirán dichos bloques serán de producción compartida, en donde el Estado a través del Fondo Mexicano
del Petróleo recibirá tres diferentes contraprestaciones:
cuota por exploración, regalı́as y porcentaje de utilidad
operativa.
El objetivo del presente boletı́n es estimar los ingresos que el Estado recibirá al corto plazo en la fase
de exploración y explicar que ingresos recibirá el Estado en el mediano y largo plazo, ya que es complicado
hacer escenarios futuros sobre la producción y el precio que estos bloques se enfrentarı́an. Para lograr este
ejercicio se tomará en cuenta el anexo 3 del contrato
para la exploración y extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida (contratos
de producción compartida) y la Ley de Ingresos sobre
Hidrocarburos (LISH).
2.
En el corto plazo
Debido a que los bloques son en primera instancia de exploración, es complicado realizar estimaciones
de las tres contraprestaciones que los contratistas deben de pagar al Estado. Sin embargo, es posible hacer
cálculos de lo que pagarı́an a corto plazo o mientras se
encuentren en la fase de exploración. Dichos cálculos se
pueden realizar para la cuota de exploración y para el
impuesto para la actividad de exploración y extracción
de hidrocarburos (IAEEH).
De acuerdo al artı́culo 23 de la LISH, se pagará por
parte de los contratistas una cuota de exploración dependiendo del área del bloque obtenido. Esta cuota
durante los primeros 60 meses será de $1,150 pesos por
kilómetro cuadrado, mientras que, si es por encima de
60 meses la cuota será de $2,750 pesos [3].
Por otra parte en el artı́culo 55 de la LISH se establece que en la fase exploratoria del bloque, los contratistas
pagarán mensualmente el IAEEH de $1,500 pesos por
kilómetro cuadrado [3].
Ahora bien con la información antes proporcionada,
en el Cuadro 1, se presentará estimaciones de las cuotas
y el IAEEH para cada bloque de acuerdo a su área.
Según el Cuadro 1, se puede observar que mientras
el consorcio se encuentre en fase de exploración y se
encuentre dentro del lı́mite de los 60 meses, este pagará una cantidad anual de $ 2,677,200 pesos de cuota
de exploración y $ 3,492,000 pesos de IAEEH por el
bloque 2. Mientras que, en el caso del bloque 7, éste
pagará anualmente $ 6,417,000 pesos de cuota de exploración y $ 8,370,000 pesos de IAEEH.
3.
Mediano y largo plazo
Para poder llevar a cabo la explicación de las contraprestaciones que recibirı́a el Estado al entrar el consorcio
en la fase de comercialización, primero se expondrá los
criterios a considerar para determinar el precio contractual de cada hidrocarburo.
A continuación, en el Cuadro 2, se presentan de
manera resumida los criterios que se establecen en el
anexo 3 sección 1 del contrato de producción compartida
[1].
Ya teniendo una idea de cómo funcionarán los precios, el siguiente paso es obtener el valor contractual de
cada hidrocarburo, éste, siendo igual, a una multiplicación del volumen producido por el precio que depende
del criterio de comercialización (ver Cuadro 2) y del
hidrocarburo correspondiente.
3.1.
Regalı́as
Al tener una referencia de precios y del valor contractual de cada hidrocarburo, el consorcio tendrá que
22 de julio de 2015
Guı́a de ingresos fiscales de la Licitación 1 de la Ronda 1
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Cuadro 1: Estimaciones de corto plazo
pesos
Bloque 2
Bloque 7
Estado
Área en el
bloque (km2 )
Recaudación
mensual de la
cuota de
exploración ≤ 60
meses
Veracruz
Tabasco
194
465
223,100
534,750
Recaudación
mensual de la
cuota de
exploración > 60
meses
Recaudación
mensual durante
la fase de
exploración del
IAEEH
533,500
1,278,750
291,000
697,500
Nota(s): Elaborado por CIEP, con información de los artı́culos 23 y 55 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos
Fuente(s): Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos[3]
pagar mensualmente al Estado una regalı́a dependiendo
si es petróleo, gas natural y/o condensados.
Las tasas de las regalı́as están determinadas en el
artı́culo 24 de la LISH y serán ajustadas a la inflación
de los Estados Unidos de América de acuerdo al anexo 3
sección 8.1 del contrato de producción compartida[1][3],
considerando que dichas tasas varı́an según sea el nivel
de precios de cada perı́odo.
Ejemplo, suponiendo que el precio contractual del
petróleo es mayor a 48 dólares, la tasa a calcular de
acuerdo al artı́culo 24 Fracción I inciso b) de la LISH[3],
serı́a la siguiente:
contraprestación, no es suficiente información, ya que de
igual forma se necesita conocer el cálculo de la utilidad
operativa. La manera de calcular se define en el artı́culo
17 de la LISH [3] y en el anexo 3 sección 4 subsección
4.1 del contrato de producción compartida[1]. Dicha
fórmula es la siguiente:
Utilidad operativa = Valor contractual de los
hidrocarburos + Ingresos adicionales1 - Recuperación de costos2 - Regalı́as
De tal manera que el ingreso que recibirá el Estado
será el siguiente:
Tasa = [(0.125*Precio)+1.5] %
Porcentaje del bloque 23 = (0.5599)*Utilidad
operativa
Contraprestación a favor del Estado = Tasa
* Valor contracual del petróleo
Adicionalmente, en el caso del gas natural, se le
cobrará la regalı́a proporcionalmente a los componentes del hidrocarburo, es decir, dependerá si es metano,
propano, etano y butano. De igual manera, debido a
la naturaleza del contrato, el cobro de la regalı́a no se
llevará a cabo en efectivo sino en su valor en especie.
3.2.
Porcentaje de utilidad operativa
Uno de los factores determinantes para que el consorcio obtuviera las asignaciones de los bloques 2 y 7, era
proponer un porcentaje de la participación del Estado
en la utilidad operativa que al menos cumpliera con el
valor mı́nimo que proponı́a las autoridades y que fuera
mejor que las otras propuestas de los participantes.
En el caso de los dos bloques, el porcentaje mı́nimo
era del 40 %, y la porpuesta del consorcio en el bloque
2 fue de 55.99 % y en el bloque 7 de 68.99 %. Dada la
ponderación que tenı́a el factor de la participación del
Estado en la utilidad operativa en el valor ponderado
de la propuesta económica, dichas propuestas fueron
suficientes para que ganaran la licitación [2].
Si bien estos porcentajes nos ayudan a tener una
idea de lo que el Estado cobrará por parte de esta
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Porcentaje del bloque 74 = (0.6899)*Utilidad
operativa
Destacando que el cobro de la contraprestación será mensualmente y que al igual que las regalı́as el valor del
porcentaje que recibirá el Estado deberá ser entregado
en especie en lugar de efectivo.
4.
Conclusiones
De tener éxito comercial el consorcio en los bloques
2 y 7, el Fondo Mexicano del Petróleo definirá las fechas en las que deberá entregar las contraprestaciones
que le corresponde al Estado y el Fondo sera el responsable de administrarlas a través de las transferencias
ordinarias y dependiendo del caso5 a las transferencias
extraordinarias.
Si bien es complicado definir el éxito de los bloques
y consecuentemente tener estimaciones dada la cantidad
1. Ver anexo 3 sección 8 subsección 8.5 del contrato de producción
compartida [1].
2. Ver anexo 3 sección 3 del contrato de producción compartida[1].
3. Porcentaje que se toma en consideración es tentativo.
4. Porcentaje que se toma en consideración es tentativo.
5. Si cumple los objetivos de las transferencias ordinarias los
recursos pasan a las transferencias extraordinarias
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Cuadro 2: Criterios de los precios contractuales de los hidrocarburos
Criterios
Petróleo
Gas Natural (1)
Condensados
A) Comercialización con
base a reglas del mercado
≥ 50 % del volumen de
hidrocarburo
Precio de venta promedio
observado ponderado por
el volumen.
Precio de venta promedio
observado ponderado por
la equivalencia calórica en
millones de BTU del
volumen.
Precio de venta promedio
observado ponderado por
el volumen.
B) Comercialización con
base a reglas del mercado
< 50 % del volumen de
hidrocarburo
Precio de venta promedio
observado ponderado por
el volumen.
Precio de venta promedio
observado ponderado por
la equivalencia calórica en
millones de BTU del
volumen.
Precio de venta promedio
observado ponderado por
el volumen.
C) No se comercializó con
base a reglas del mercado
≥ 50 % del volumen del
hidrocarburo y
comercializó < 50 % del
volumen del hidrocarburo
Precio estará determinado
por fórmulas de acuerdo al
grado API (2) del petróleo
extraı́do en el área
contractual usando como
referencia el precio Brent
y el Light Luisiana Sweet
(LLS). Promediando los
precios de referencia solo
cuando se haya realizado
operaciones comerciales.
Precio promedio
determinado a partir de
los precios diarios
determinados por la
Comisión Reguladora de
Energı́a ponderado por la
equivalencia calórica en
millones de BTU del
volumen.
Precio estará determinado
por fórmulas usando como
referencia el precio Brent.
Promediando los precios
de referencia solo cuando
se haya realizado
operaciones comerciales.
D) No se comercializó con
base a reglas del mercado
≥ 50 % del volumen del
hidrocarburo y se
mantuvo almacenado el
hidrocarburo
Precio estará determinado
por fórmulas de acuerdo
al grado API del petróleo
extraı́do en el área
contractual usando como
referencia el precio Brent
y el Light Luisiana Sweet
(LLS).
Precio promedio
determinado a partir de
los precios diarios
determinados por la
Comisión Reguladora de
Energı́a ponderado por la
equivalencia calórica en
millones de BTU del
volumen.
Precio estará determinado
por fórmulas usando como
referencia el precio Brent.
E) Durante dos perı́odos
anteriores consecutivos o
un perı́odo anterior se
utilizaron los criterios C)
y D) y en el perı́odo
actual
comercializará conforme
los criterios A) y B)
Precio estará determinado
por fórmulas de acuerdo a
la diferencia entre el
precio de los perı́odos
anteriores y el precio
determinado por las
condiciones del mercado.
Precio estará determinado
por fórmulas de acuerdo a
la diferencia entre el
precio de los perı́odos
anteriores y el precio
determinado por las
condiciones del mercado.
Precio estará determinado
por fórmulas de acuerdo a
la diferencia entre el
precio de los perı́odos
anteriores y el precio
determinado por las
condiciones del mercado.
Nota(s): Elaborado por CIEP, con información del Anexo 3 Sección 1 del Contrato de Producción Compartida. (1) El Gas
Natural es dividido por metano, butano, propeno y etano; (2) Por API se refiere a la precisión de que tan liviano es el
petróleo.
Fuente(s): Comisión Nacional de Hidrocarburos[1]
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22 de julio de 2015
Guı́a de ingresos fiscales de la Licitación 1 de la Ronda 1
de criterios que existen en lso precios de los hidrocarburos y probabilidades de éxito comercial. Lo que se
presento anteriormente nos ayuda a tener una claridad
de los ingresos que se obtendrán por parte de estos
contratos en el corto, mediano y largo plazo.
Referencias
[1] Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Contrato para la exploración y extracción de
hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida entre comisión nacional de
hidrocarburos y abc y xyz.
Disponible en
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4 de 4
http://ronda1.gob.mx/Espanol/pdf/PDF-L-01/
R01L01_Contrato-consorcio_20150609.pdf,
2015.
[2] Comisión Nacional de Hidrocarburos. Resultados licitación r01-l01. Disponible en http://
ronda1.gob.mx/Espanol/resultados.html, 2015.
[3] Diario Oficial de la Federación.
Ley
de ingresos sobre hidrocarburos.
Disponible
en http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/
pdf/LIH_110814.pdf, 2014.
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