EY Oil & Gas BulletinJulio 2014

Índice 1. La reforma energética

2. El presidente de México envía al Congreso la legislación secundaria de la reforma energética

3. Consideraciones de los efectos de la reforma fiscal mexicana en la industria del petróleo y gas

4. Amparos en contra de la reforma fiscal

5. Sentencia de la Suprema Corte de Justicia de la Nación en relación con la deducción de gastos a prorrata

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Historia de la política energética en México

Hasta 1938, el sector energético mexicano se encontraba completamente abierto a la inversión extranjera y privada. En 1938, el presidente Lázaro Cárdenas expropio los activos de compañías petroleras convirtiéndolos en bienes de la nación y transformando el petróleo en un símbolo nacional. La participación privada en la industria fue eliminada.

En el año 2008, el presidente Felipe Calderón llevo a cabo una reforma energética a través de la cual se introdujo el concepto de contratos integrados. Este mecanismo permitió la participación privada en el sector de la exploración de petróleo, mediante esquemas en donde la remuneración a las compañías se encontraba sujeta al número de barriles producidos, así como a otras métricas financieras y operativas.

Construyendo sobre esfuerzos previos para fortalecer la inversión en la riqueza de los hidrocarburos mexicanos, la reforma de diciembre de 2013 busca abrir nuevos canales para atraer inversiones de compañías energéticas hacia México. Entre otras cosas, la reforma busca permitir a inversionistas privados participar en actividades downstream tal como construcción de oleoductos, procesamiento de gas y refinación.

Expansión de las oportunidades de inversión

Al dar fin a la exclusividad que anteriormente tenía Petróleos Mexicanos (Pemex) sobre los hidrocarburos, la reforma permitirá a inversionistas nacionales y extranjeros participar en la cadena de valor -desde la exploración hasta la refinación de los hidrocarburos-.

1. La reforma energética A finales de diciembre de 2013, la Constitución Mexicana fue modificada como parte de una reforma energética radical. Estas modificaciones representaron un parteaguas al régimen de propiedad de hidrocarburos del Estado mexicano. Derivado de la reforma a los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución, se permite ahora la celebración de diversos modelos de contratación sobre hidrocarburos, lo que sin duda impactará las inversiones nacionales y extranjeras en los recursos de petróleo y gas en México.

Aunque el Estado mexicano mantendrá la propiedad legal sobre los hidrocarburos, la reforma establece mecanismos mediante los cuales los inversionistas podrán participar en la exploración y producción de dichos hidrocarburos. Para facilitar dicha inversión, la reforma energética ofrece cuatro alternativas de contratos:

• Contratos de licencia, a través de los cuales los inversionistas recibirán licencias para transmitir, una vez los hidrocarburos hayan sido extraídos, el petróleo a compañías privadas, así como el derecho a comercializarlo.

• Contratos de servicios.• Contratos de utilidad compartida, en los cuales se otorga

a los inversionistas una participación en efectivo sobre las utilidades de las operaciones.

• Contratos de producción compartida, en donde los barriles de petróleo son divididos entre el Estado y las compañías privadas.

La reforma energética también establece la creación de un fideicomiso administrado por el Banco de México, quien será el encargado de administrar y distribuir todos los ingresos derivados de dichos contratos (excepto los impuestos). Adicionalmente, requisitos de porcentaje mínimo de contenido nacional y otras disposiciones serán establecidos para fomentar la industria nacional en la infraestructura sobre los campos por desarrollarse.

Un aspecto importante es que la reforma energética permitirá a las empresas reportaren sus estados financieros (para efectos contables y financieros) la asignación de los contratos y los beneficios esperados. Sin embargo, como notamos anteriormente, la propiedad sobre los hidrocarburos permanecerá en todo momento al Estado mexicano.

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Efectos en Pemex y supervisión adicional del Estado

Con base en la reforma, Pemex debe ser restructurado con el fin de convertirse en una empresa estatal productiva dentro de los siguientes dos años. Adicionalmente, dos entidades estatales serán creadas con el fin de supervisar y regular el sector energético en México (es decir, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, y el Centro Nacional del Control de Gas Natural).

Claridad para la estructura de las inversiones y tratamiento fiscal es necesario

Bajo la ley actual, México no cuenta con un marco fiscal adecuado para joint ventures o asociaciones (partnerships) como ocurre en otros países (por ejemplo, Estados Unidos). Los vehículos de inversión más comunes son sociedades mercantiles tal como la Sociedad Anónima Promotora de Inversión, conocida como SAPI; sin embargo, ya que las SAPI son per se corporations para efectos fiscales en Estados Unidos, dichas entidades no cuentan con la flexibilidad necesaria pues no permiten la transparencia fiscal.

Los fideicomisos proporcionan cierta flexibilidad fiscal, sin embargo, dicho contrato requiere que una institución financiera funja como fiduciario, lo que puede representar diversos retos para los inversionistas.

Será importante que las leyes y regulaciones secundarias que se emitan otorguen claridad respecto al uso de entidades o vehículos adicionales o bien, otorguen flexibilidad adicional (para efectos fiscales) con respecto a las entidades existentes. Como alternativa, los inversionistas podrían considerar el uso de una entidad extranjera que sea tratada como residente en territorio nacional para efectos fiscales.

En adición, es necesario tener claridad respecto a reglas de recuperación de costos bajo las leyes fiscales mexicanas, ya que no existe ningún tratamiento especial en las leyes actuales con respecto a perforaciones y gastos preoperativos relacionados con los proyectos a desarrollarse.

Las tasas de depreciación aplicables a la maquinaria y equipo utilizado en las actividades de exploración (por ejemplo, plataformas, carcasas, entre otros) tampoco resultan claras bajo la ley actual. La determinación respecto a los montos las tasas de depreciación se encuentra actualmente pendiente de resolverse por la Suprema Corte de Justicia de la Nación (ya sea 7 % o 25 % en deducción lineal).

Los bienes intangibles son depreciados a una tasa del 5 % (si la propiedad es del contribuyente), o a una tasa del 15 % si el contribuyente solamente posee derechos temporales). Las reglas de recuperación de costos de bienes intangibles no refieren específicamente ciertas cuestiones que afectan a la industria, y tampoco se han publicado lineamientos que detallen la aplicación de dichas reglas a los modelos de contratos para la exploración y producción que serán implementados.

Finalmente, las disposiciones de la reforma fiscal no necesariamente se encuentran en armonía con las normas financieras y contables para las actividades energéticas. Ciertas reglas domesticas no regulan los aspectos especiales de la industria, y tal incongruencia podría llevar a diferencias significativas en su tratamiento para efectos fiscales y contables (GAAP).

A pesar de que el Congreso mexicano también aprobó la reforma energética, dejó inconclusas muchas disputas que se han dado entre autoridades mexicanas y los miembros de la industria.

Impacto

La reforma energética representa un parteaguas en la política energética de México y un primer paso en el fomento a la inversión privada.

Sin embargo, su impacto dependerá en gran parte, en el marco legislativo secundario contenido en las regulaciones que se emitan, y los nuevos modelos de contrato que se pongan a la vista de los inversionistas.

Dependiendo ultimadamente de la aplicación a los inversionistas, se espera que la reforma energética impacte a compañías nacionales y extranjeras de la industria con respecto a sus inversiones en México. Los inversionistas deberán poner especial atención a los posibles efectos de los cambios.

Monitoreo continuo será necesario para determinar la profundidad y alcance de los cambios recién aprobados

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2. El Presidente de México envía al congreso la legislación secundaria de la reforma energética El 30 de abril de 2014, el presidente de México Enrique Peña Nieto presentó al Congreso un paquete de leyes que componen la legislación secundaria relacionada con la reforma energética recientemente aprobada.

Este conjunto de leyes permitirán la implementación de la reforma energética que inició en diciembre de 2013 con la reforma constitucional que abrió la puerta a la inversión privada en el sector energético. En dicho paquete de leyes se incluyen ciertas normas relacionadas con impuestos y otras contraprestaciones que deberán ser cubiertos al Estado, así como ciertas normas regulatorias. El presente documento está enfocado en los aspectos tributarios y de contraprestaciones.

Antecedentes

En diciembre de 2013, como parte de una reforma energética sin precedentes, la Constitución Mexicana fue modificada con el fin de liberar las restricciones a la industria. Estos cambios constitucionales representaron un cambio de paradigma con respecto a los hidrocarburos propiedad del Estado mexicano, al sentar las bases para expandir las alternativas y naturaleza de diversos modelos de contratos de hidrocarburos con inversionistas particulares. Adicionalmente, la reforma redujo el control sobre otros aspectos de la industria energética incluyendo electricidad, gas natural y energía geotérmica.

La legislación secundaria presentada al Congreso constituye la implementación de la reforma energética; comprende modificaciones a 13 leyes existentes y prevé la creación de ocho nuevas leyes. Se espera que el paquete de reformas sea discutido y votado en el Congreso durante un periodo extraordinario de sesiones que tendría lugar en junio. Además, se incluyen reglas específicas sobre ciertos cálculos que deberán ser analizados para entender plenamente su impacto económico, así como la participación económica que le corresponderá al Estado bajo dichos y otros contratos.

Visión General

La legislación secundaria proporciona el marco legal para la apertura de la industria energética. La Secretaria de Energía será la encargada de supervisar a la industria de manera general y aprobará aquellos aspectos técnicos de la privatización. La Secretaría de Hacienda y Crédito Público se encargará de supervisar los aspectos financieros y económicos de la implementación con respecto a las licitaciones, así como el cumplimiento financiero de los contratos que se emitan en su momento. Además, como parte de la reforma, se transforma la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) quien supervisará estos aspectos de la industria, incluyendo el análisis de la solicitud de licitaciones y adjudicación de las mismas. Muchos de estos procesos habían sido históricamente conducidos por Petróleos Mexicanos (Pemex).

En términos generales, la legislación secundaria se basa en el principio que los hidrocarburos en subsuelo se mantienen bajo propiedad del Estado mexicano. Sin embargo, las regulaciones propuestas marcan la ruta para una competencia libre y abierta entre empresas propiedad del Estado (i.e. Pemex) y empresas privadas, para la exploración y producción de petróleo y gas, así como para la transformación, logística y otras actividades relacionadas con la energía.

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El paquete de la legislación secundaria incluye las siguientes leyes:

Ley de Hidrocarburos. Esta ley fundamental establece el marco general para la explotación de hidrocarburos. Proporciona reglas para los tipos de contratos que se otorgarán a los operadores de la industria para la exploración y producción, así como las normas a través de las cuales se adjudicaran dichos contratos.

Ley de Petróleos Mexicanos. La ley reorganiza las actividades de Pemex y busca transformarla en una Empresa Productiva del Estado. Proporciona normas para su gobierno corporativo, así como para llevar a cabo actividades de auditoría y vigilancia, entre otros cambios a la estructura actual de Pemex.

Ley de la Industria Eléctrica. Ley que da el marco para regular la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, y establece determinadas obligaciones para los participantes de la industria en materias de energías limpias, acceso abierto, suministro, entre otros.

Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo. Esta nueva ley crea y establece la regulación de un fondo estatal que recibirá, invertirá y gestionara la totalidad de los ingresos no fiscales que se obtengan de los nuevos contratos y asignaciones.

Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos. Esta nueva ley crea un organismo desconcentrado encargado de regular y supervisar la seguridad industrial, operativa y de protección al medio ambiente, respecto de las instalaciones y actividades del sector hidrocarburos.

Ley de Energía Geotérmica. Regula el aprovechamiento de la energía geotérmica ubicada en el subsuelo, y contempla la participación de inversionistas privados a través del otorgamiento de concesiones y permisos.

Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. En dicha ley se contemplan los dos organismos reguladores: la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para las actividades de exploración y producción (upstream); y la Comisión Reguladora de Energía, para las actividades de transporte, almacenamiento, distribución y expendio al público de petróleo, gas y electricidad (downstream).

Régimen Fiscal y Aspectos Tributarios

En cuanto al régimen fiscal (ingresos procedentes del petróleo e impuestos), las nuevas regulaciones se encuentran contenidas en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (“Ley de Ingresos”). La Ley de Ingresos dispone que los contratistas continuarán estando sujetos al tratamiento ordinario de impuestos federales, incluyendo el impuesto sobre la renta y el impuesto al valor agregado (IVA); y también establece los nuevos tipos de cuotas, regalías y otros pagos que deberán efectuarse con base en los nuevos contratos y actividades.

Aunque no se contemplan cambios directos a la Ley del Impuesto sobre la Renta, los contratistas podrán aplicar las tasas de depreciación previstas en la Ley de Ingresos para efecto de su cálculo del impuesto sobre la renta.

La Ley de Ingresos establece las contraprestaciones que deberán cubrirse al Estado dependiendo de los diferentes tipos de contratos. Una disposición específica aclara que el pago de las contraprestaciones no exime a los contratistas del cumplimiento de otras disposiciones fiscales, incluyendo el IVA. Como tal, parece que dichas contraprestaciones podrían estar sujetas a IVA. De ser así, ello podría resultar en un importante problema de flujo de efectivo para los contratistas.

Por otra parte, la clasificación de los pagos como contraprestación contractual parece tener la finalidad de extraerlos del ámbito fiscal para para fines de impugnaciones e interpretación de las normas aplicables. Sin embargo, ya que la Secretaria de Hacienda y el Servicio de Administración Tributaria serán en última instancia las responsables de la supervisión financiera y económica de los contratos, es posible que posteriormente se emitan regulaciones e interpretaciones sobre aspectos fiscales.

Los cálculos para determinar las contraprestaciones dependerán del valor del petróleo conforme se determine en los contratos. El valor del petróleo se determinará con base a reglas complejas contenidas en la Ley de Ingresos.

Para la mayoría de los contratos, existen cuatro esquemas básicos de contraprestaciones que deberán considerarse: (i) Bono a la firma del contrato; (ii) Cuota Contractual para la Fase Exploratoria (“CCFE”); (iii) Regalías basadas en ingresos; y (iii) Contraprestación consistente en la aplicación de una tasa a la Utilidad Operativa o al Valor Contractual de los Hidrocarburos (“Pago por Utilidad Compartida”). Cada uno de estos se describe a continuación.

Bono a la firma del contrato

Un pago único al momento de la firma del contrato. El monto será determinado en cada contrato por la Secretaria de Hacienda y Crédito Público y será incluido en las bases de la licitación correspondientes. El objetivo del Bono no es servir como variable de adjudicación, ni tampoco deberá ser de cuantía significativa.

CCFE

Un pago periódico se efectuará antes de comenzar las actividades de extracción. La cuota a pagar se incrementará a partir del mes 61 del contrato con el fin de incentivar la producción. Este pago no exime del pago de impuestos sobre la propiedad o posesión de tierras que pudieran resultar aplicables. El monto por los primeros 60 meses sería $2,650 MxP ($200 USD aproximadamente) por kilómetro cuadrado, y $4,250 MxP ($320 USD aproximadamente) posteriormente.

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La utilidad compartida

Este pago está destinado a ser el mecanismo principal de ingresos para el Estado. El pago se calculará en base a un porcentaje de las utilidades operativas bajo el contrato. La base se determinará disminuyendo al valor contractual de los hidrocarburos, las deducciones autorizadas, incluyendo las regalías descritas anteriormente, así como los costos y gastos incurridos. Para ese fin, las reglas de la Ley del Impuesto sobre la Renta deberán resultar aplicables de manera general, con ciertas excepciones.

Con respecto al cálculo la utilidad, la Ley de Ingresos señala que el Estado podrá limitar el monto total de las deducciones aplicadas cada año, en cuyo caso el exceso podrá ser aplicado en los siguientes años. Adicionalmente, de existir pérdidas, estas podrán ser aplicadas durante los siguientes diez años.

La Ley de Ingresos provee una excepción para utilizar la Ley del Impuesto sobre la Renta para ciertas tasas de depreciación. La Ley de Ingresos establece las tasas aplicables y el contratista podrá optar por aplicarlas para fines del impuesto sobre la renta. Las tasas de depreciación incluyen:

• El 100% del monto original de las inversiones realizadas para la exploración, recuperación secundaria y mejorada, y el mantenimiento no capitalizable;

• 25% para las inversiones realizadas para el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo o gas natural; y

• 10% de la inversión realizada en infraestructura de almacenamiento y transporte indispensable para la ejecución del Contrato.

Además, los siguientes costos y gastos serán no deducibles para el cálculo de la utilidad neta del Pago por Utilidad Compartida: intereses y gastos financieros, costos por negligencia o fraude, donativos, adquisición de terrenos o derechos sobre tierras, servicios de asesoría no autorizados, gastos de capacitación no autorizados, la mayoría de las provisiones y reservas de fondos, gastos por el uso de la tecnologías propias (excepto aquellas hechas bajo el principio de arm´s length), pagos por Regalías y Cuotas Contractuales durante la Fase Exploratoria, entre otros, incluyendo aquellos términos específicamente previstos en los contratos.

Regalías

Las regalías serán pagos con base en los ingresos brutos derivados de la producción de petróleo y condensados. Una tasa progresiva se establecerá sobre la base del precio por barril de petróleo o condensados. Cuando el precio contractual sea inferior a los $60 USD, la tasa se fijará en 5%, cuando el precio sea superior a los $60 USD, la tasa se incrementará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Tasa = [(0.125 x Precio Contractual del Petróleo / Condensados) – 2.5] %

El siguiente gráfico muestra la regalía propuesta:

Con respecto al Gas Natural Asociado, la fórmula para la tasa de regalías será el precio contractual dividido por 100.

Con respecto al Gas Natural No Asociado, la fórmula comienza a partir de $5 USD por millón de BTU (British Termal Unit) (si el precio es inferior la regalía será de 0%). La fórmula para determinar las regalías cuando los precios oscilen entre $5 USD y $5.5 USD será la siguiente:

Tasa = [(Precio Contractual Gas Natural - 5) x 60.5] %100

Si el precio es superior a los $5.50 USD, se utilizará la fórmula para el Gas Natural Asociado.

El siguiente gráfico muestra la regalía propuesta:

25%

20%

15%

10%

5%

0%

10 30 50 70 90 110 130 150 170

14%

12%

10%

6%

8%

4%

0%

2%

1 2 3 4 5 7.56.55.5 8.5 9.5 11.510.5

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Factor de ajuste

Los contratos también podrán contener un factor de ajuste de la utilidad compartida, mismo que se espera esté basado en la rentabilidad de cada proyecto.

Contratos

Como resultado de la reforma, se establecerán nuevos contratos entre el estado mexicano y los participantes de la industria. En el pasado estos contratos eran principalmente contratos de de servicios, así como ciertos contratos incentivados que pero que por su naturaleza se encontraban limitados. Actualmente no existen limitantes en la naturaleza de los contratos que pueden celebrarse.

Todas las contraprestaciones descritas anteriormente serán aplicables a los Contratos de Licencia, en los cuales el contratista adquirirá derechos sobre los hidrocarburos extraídos.

A los Contratos de Utilidad y Producción Compartida, en los cuales el contratista recibirá una recuperación de costos y una participación sobre las utilidades, les resultarán aplicables el CCFE y las Regalías mencionadas anteriormente. La recuperación de costos bajo estos contratos se limitará a los gastos autorizados; aquellos gastos no deducibles descritos anteriormente no serán recuperables.

Con respecto a los Contratos de Servicios y otros contratos, la contraprestación así como otras obligaciones serán establecidas en los contratos.

Aquellos contratos que se asignen exclusivamente a Pemex estarán sujetos a un régimen único, lo que representará un cambio en la manera en que Pemex opera actualmente.

Otros aspectos

Como se describió anteriormente, se permite al contratista utilizar las tasas de depreciación incluidas en la Ley de Ingresos en lugar de las tasas de depreciación contenidas en la Ley del Impuesto sobre la Renta. No obstante, ciertas inversiones contenidas en la Ley de Ingresos no se contemplan específicamente para efectos del impuesto sobre la renta.

Se proponen normas de “cerco fiscal”, las cuales limitarían a contratistas a mantener solo un contrato por entidad, y a que dichas entidades no puedan sujetarse al régimen fiscal opcional para grupos de sociedades previsto en la Ley del Impuesto sobre la Renta. Cada contrato estará sujeto como tal a una tributación como una entidad separada.

Las utilidades de los contratistas o asignatarios no estarían sujetas a la participación de los trabajadores en las utilidades de la empresa (PTU), sin embargo, se podrán establecer bonos u otros incentivos laborales para los empleados.

La Ley de Ingresos incluye una definición ampliada de establecimiento permanente, que también será aplicable para efectos del impuesto sobre la renta, para aquéllos no residentes que realicen cualquier actividad bajo la Ley de Hidrocarburos en territorio mexicano por más de 30 días en un periodo de doce meses.

La supervisión de los cálculos de los derechos y contraprestaciones estará a cargo de las autoridades fiscales Mexicanas.

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El 11 de diciembre de 2013, fue publicada en el Diario Oficial de la Federación la reforma fiscal, cuyos cambios entraron en vigor a partir del 1 de enero de 2014.

De manera general, varias de las propuestas originales fueron aprobadas por las cámaras del Congreso de la Unión, incluyendo la eliminación del impuesto empresarial de tasa única (IETU). Sin embargo, otros aspectos fueron modificados durante el proceso legislativo.

A continuación presentamos un resumen de las principales modificaciones derivadas de la reforma que afectan a la industria energética. Tasa del Impuesto sobre la Renta

Bajo la reforma aprobada, la tasa del impuesto sobre la renta permanecerá en 30 %. Sin embargo, la tasa máxima aplicable para individuos se incrementó a 35 %, así como la tasa domestica de retención a ciertos pagos a no residentes que también se incrementó a 35 %.

Impuesto de 10 % a dividendos

La reforma sujeta el pago de dividendos a individuos mexicanos y no residentes a un impuesto de un 10 % vía retención (también aplicable a los reembolsos de una sucursal a su oficina central).

La definición de dividendos incluye, en adición a los dividendos declarados: (1) Interés pagado sobre acciones preferentes; (2) Préstamos a accionistas y socios, salvo el cumplimiento de ciertos requisitos; (3) Pagos que se consideren como no deducibles si otorgan beneficios a los accionistas; (4) Montos no reconocidos como el resultado de omisiones en ingresos o adquisiciones no realizadas; y (5) Ajustes de precios de transferencia en determinaciones hechas por las autoridades fiscales tratándose de operaciones entre partes relacionadas.

Una regla transitoria fue incluida para limitar el impuesto a los dividendos a aquellas utilidades generadas a partir del año 2014 y años subsecuentes.

Finalmente, considerando que la tasa de retención en este impuesto es aplicada a nivel de los accionistas, los beneficios de los tratados de doble tributación resultarían aplicables.

3. Consideraciones de los efectos de la reforma fiscal mexicana en la industria petrolera

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Nuevos requisitos para la aplicación de tratados

La reforma prevé nuevos requisitos aplicables a las entidades extranjeras que busquen beneficiarse de los tratados de doble tributación, incluyendo la designación de un representante en México y la presentación de cierta documentación a las autoridades fiscales.

Asimismo, las autoridades fiscales tendrán la posibilidad de solicitar a las partes relacionadas que busquen aplicar los beneficios de los tratados, informar mediante un documento firmado bajo protesta de decir verdad, si los ingresos por los cuales están aplicando el beneficio del tratado, se encuentran sujetos a una doble tributación jurídica.

No obstante, conforme la Regla Miscelánea I.3.1.16, el documento bajo protesta de decir verdad no será solicitado por las autoridades fiscales en los siguientes casos: (i) Cuando el contribuyente sea residente de un país con un sistema de renta territorial de tributación en relación con el ISR; (ii) Cuando el residente en el extranjero no esté sujeto a imposición en su país de residencia, por motivo de la aplicación del método de exención previsto en el tratado para evitar la doble tributación celebrado por México con dicho país; y (iii) En el caso de enajenación de acciones que realice bajo las reglas de una reestructuración de sociedades previstas en un tratado para evitar la doble tributación.

Nuevos requisitos de deducibilidad

Se establece la no deducibilidad de pagos por concepto de intereses, regalías o asistencia técnica realizados a una entidad extranjera que controle o sea controlada por el contribuyente, si se cumplen las siguientes condiciones: (1) La entidad extranjera que recibe el pago sea transparente para efectos fiscales (salvo que los accionistas estén sujetos a imposición por los ingresos percibidos y el pago sea igual al que hubiesen pactado partes independientes en operaciones comparables); (2) El pago realizado por el contribuyente se considere inexistente para efectos fiscales en el país o territorio donde se ubique la entidad extranjera; o (3) La entidad extranjera no considere el pago como ingreso gravable conforme a las disposiciones fiscales que le sean aplicables.

Entre otras, operaciones entre partes relacionadas tal como contratos y estructuras relacionadas con arrendamiento de embarcaciones, plataformas u otra maquinaria y equipo utilizado por la industria deberá ser revisada con base en esta nueva regla, ya que el pago por arrendamiento es considerado como pago regalías para efectos fiscales mexicanos.

La reforma aprobada establece una regla para prohibir la deducibilidad de gastos que también sean deducibles para la parte relacionada que se encuentre en el extranjero. La deducción será permitida si la parte relacionada también reconoce el ingreso del contribuyente mexicano en el mismo año o en el siguiente. Este cambio resulta importante para sucursales y otras entidades que sean tratadas como sucursales para efectos fiscales.

Finalmente, 53 % de los pagos que a su vez sean ingresos exentos de los empleados serán no deducibles. La reforma aprobada permite la deducción de las aportaciones a los fondos de pensiones, sin embargo, se encuentran limitadas a un 53 %. Dicho factor será del 47 % si no se disminuyen en comparación con el año pasado.

IVA

El impuesto al valor agregado (IVA) aplicable a las importaciones temporales fue incluido en la reforma; sin embargo, ello no debería afectar los equipos utilizados por la industria. Los cambios aprobados permitirán obtener de manera inmediata un crédito a aquellas empresas certificadas, por lo que no habría impacto en el flujo de efectivo.

La exención del IVA por la enajenación entre no residentes fue incluida en la reforma con ciertas limitaciones. Esto resulta relevante en la enajenación de embarcaciones, plataformas y otra maquinaria y equipo que este localizado en territorio mexicano, incluyendo el mar territorial.

Código Fiscal de la Federación

El dictamen fiscal se mantiene como una opción para compañías que cuenten con ingresos superiores a los $100 millones de pesos, $79 millones en un total de activos y un mínimo de 300 empleados.

Los accionistas serán responsables solidarios por los impuestos de una compañía de manera proporcional a su participación, para ciertos casos de incumplimiento. Esa regla aplica únicamente en el caso que los accionistas o grupos de accionistas ejerzan un control efectivo sobre la compañía (tal como se define).

Un nuevo requisito de mantener un buzón tributario electrónico para impuestos y correspondencia electrónica con las autoridades fue incluido, así como presentar declaraciones mensuales contables.

Tributación energética: el tema pendiente de la reforma fue el nuevo régimen fiscal de Pemex, mismo que fue pospuesto por la Cámara de Diputados.

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4. Amparos en contra de la reforma fiscal Ciertas disposiciones de la Ley del Impuesto sobre la Renta recientemente aprobadas bajo la reforma fiscal de 2014 podrían resultar inconstitucionales por diversos motivos, tal como ser contrarias a los principios de proporcionalidad e igualdad tributaria. Entre las disposiciones que pudieran resultar inconstitucionales se encuentran las siguientes:

(i) Limitaciones en la deducción de los siguientes pagos:a) Hechos a empleados que estén total o parcialmente exentos del impuesto sobre la renta; b) Contribuciones para crear o incrementar las reservas para fondos de pensiones y de ahorro para el retiro; c) Pagos al Instituto Mexicano del Seguro Social a cargo de los empleados;

(ii) Participación de los trabajadores en las utilidades de la empresa – integración de la base gravable;(iii) Pagos hechos a partes relacionadas;(iv) Aplicación de tratados de doble tributación;(v) Deducción de gastos a pro-rata;

Bajo el esquema legal mexicano, cualquier ley que sea considerada como inconstitucional (incluyendo los puntos contenidos en la LISR señalados anteriormente) puede ser impugnada a través de un juicio de amparo. Dicha acción es presentada ante los Juzgados de Distrito Federales, en donde se alegan violaciones a la Constitución Mexicana. Los Juzgados de Distrito, y en última instancia la Suprema Corte de Justicia de la Nación resuelven sobre dicha posible inconstitucionalidad.

En términos generales, de acuerdo con la legislación aplicable, los contribuyentes cuentan con dos momentos en donde pueden interponer el referido juicio de amparo:

(1) Dentro de los 30 días hábiles siguientes a partir de que la ley entre en vigor (es decir, 1 de enero de 2014), si los contribuyentes consideran que la norma a impugnar es autoaplicativa (esto es, si el contribuyente es afectado por la mera entrada en vigor de la ley); o(2) Dentro de los 15 días siguientes a partir del primer acto de aplicación de la norma a impugnar.

Los contribuyentes que hubiesen optado por la primera alternativa, presentaron la demanda de amparo a más tardar el pasado 13 de febrero de 2014.

No obstante, los contribuyentes aún tienen una segunda oportunidad de presentar el juicio de amparo en el momento que las compañías y entidades presentan su declaración de impuesto sobre la renta en marzo de 2014 y 2015.

Para estos fines, se recomienda efectuar un análisis de cada caso específico.

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5. Sentencia de la Suprema Corte de Justicia de la Nación en relación con la deducción de gastos a prorrata

El 19 de marzo, la Suprema Corte de Justicia de la Nación se pronunció sobre la limitante contenida en el artículo 32 fracción XVIII de la Ley del Impuesto Sobre la Renta vigente hasta 2013, relativa a la deducción de gastos a prorrata realizados con residentes en el extranjero.

La Suprema Corte consideró que derivado de una interpretación progresiva y sistemática de la fracción XVIII mencionada, en relación con las disposiciones relativas a los precios de transferencia y las guías emitidas por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), podía desprenderse que la limitante para deducir gastos a prorrata no es inconstitucional y sólo es aplicable cuando el gasto respectivo no cumple con diversos requisitos.

De manera específica la Corte señala que a fin de poder llevar a cabo la deducción de un gasto a prorrata, debe cumplirse con lo siguiente:

I. Que el gasto sea estrictamente indispensable; II. Si el gasto se hizo entre partes relacionadas, se haya pactado a valor de mercado;III. Contar con la información consistente en: datos fiscales de las partes relacionadas; actividades realizadas en la operación por cada parte relacionada; activos y riesgos asumidos por cada parte relacionada; y método aplicado para determinar precios de transferencia; IV. Conservar la documentación que demuestre: el tipo de operación realizada; términos contractuales; desarrollo del método de precios de transferencia comparables de cada operación; V. Contar con bases fiscales y contables objetivas, para justificar que el prorrateo no se hizo de forma arbitraria, subyaciendo una razón válida y constatable de negocio.

Adicionalmente, en la sentencia se hace énfasis en que la deducción de gastos de dicha naturaleza es razonable, toda vez que las autoridades tienen facultad para verificar la autenticidad de las operaciones, el monto de los gastos efectuados en el extranjero y el beneficio obtenido, entre otros.

Con motivo del pronunciamiento llevado a cabo por la Suprema Corte, se define que la prohibición de deducir gastos a prorrata no es absoluta, por lo que en la medida en que se cumpla con los requisitos antes mencionados será posible llevar a cabo su aplicación. Por lo tanto, los contribuyentes deberán poner énfasis en cumplir con los elementos señalados.

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