Guía de ingresos fiscales de la Licitación 1 de la Ronda 1
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Gu´ ıa de ingresos fiscales de la Licitaci´on 1 de la Ronda 1 Fernando Ramones Fern´ andez [email protected] 1. Introducci´ on El pasado 15 de julio de 2015 se llev´o a cabo la primera licitaci´on de la Ronda 1, en ella se ofrec´ ıan 14 bloques en aguas someras en la costa sureste de M´ exi- co. 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 km 2 y el bloque 7 de 465 km 2 , cada uno con una probabilidad de ´ exito comercial de 20 % y 14 % respectivamente[2]. Los contratos por los cuales se regir´an dichos bloques ser´an de producci´on compar- tida, en donde el Estado a trav´ es del Fondo Mexicano del Petr´oleo recibir´ a tres diferentes contraprestaciones: cuota por exploraci´ on, regal´ ıas y porcentaje de utilidad operativa. El objetivo del presente bolet´ ın es estimar los in- gresos que el Estado recibir´a al corto plazo en la fase de exploraci´on y explicar que ingresos recibir´a el Esta- do en el mediano y largo plazo, ya que es complicado hacer escenarios futuros sobre la producci´on y el pre- cio que estos bloques se enfrentar´ ıan. Para lograr este ejercicio se tomar´a en cuenta el anexo 3 del contrato para la exploraci´on y extracci´on de hidrocarburos ba- jo la modalidad de producci´on compartida (contratos de producci´on compartida) y la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH). 2. En el corto plazo Debido a que los bloques son en primera instan- cia de exploraci´ on, es complicado realizar estimaciones de las tres contraprestaciones que los contratistas de- ben de pagar al Estado. Sin embargo, es posible hacer c´ alculos de lo que pagar´ ıan a corto plazo o mientras se encuentren en la fase de exploraci´ on. Dichos c´ alculos se pueden realizar para la cuota de exploraci´on y para el impuesto para la actividad de exploraci´ on y extracci´ on de hidrocarburos (IAEEH). De acuerdo al art´ ıculo 23 de la LISH, se pagar´ a por parte de los contratistas una cuota de exploraci´on de- pendiendo del ´area del bloque obtenido. Esta cuota durante los primeros 60 meses ser´ a de $1,150 pesos por kil´ometro cuadrado, mientras que, si es por encima de 60 meses la cuota ser´ a de $2,750 pesos [3]. Por otra parte en el art´ ıculo 55 de la LISH se estable- ce que en la fase exploratoria del bloque, los contratistas pagar´an mensualmente el IAEEH de $1,500 pesos por kil´ ometro cuadrado [3]. Ahora bien con la informaci´ on antes proporcionada, en el Cuadro 1, se presentar´ a estimaciones de las cuotas y el IAEEH para cada bloque de acuerdo a su ´ area. Seg´ un el Cuadro 1, se puede observar que mientras el consorcio se encuentre en fase de exploraci´on y se encuentre dentro del l´ ımite de los 60 meses, este pa- gar´ a una cantidad anual de $ 2,677,200 pesos de cuota de exploraci´on y $ 3,492,000 pesos de IAEEH por el bloque 2. Mientras que, en el caso del bloque 7, ´ este pagar´ a anualmente $ 6,417,000 pesos de cuota de explo- raci´ on y $ 8,370,000 pesos de IAEEH. 3. Mediano y largo plazo Para poder llevar a cabo la explicaci´ on de las contra- prestaciones que recibir´ ıa el Estado al entrar el consorcio en la fase de comercializaci´ on, primero se expondr´ a los criterios a considerar para determinar el precio contrac- tual de cada hidrocarburo. A continuaci´on, en el Cuadro 2, se presentan de manera resumida los criterios que se establecen en el anexo 3 secci´ on 1 del contrato de producci´ on compartida [1]. Ya teniendo una idea de c´omo funcionar´an los pre- cios, el siguiente paso es obtener el valor contractual de cada hidrocarburo, ´ este, siendo igual, a una multiplica- ci´on del volumen producido por el precio que depende del criterio de comercializaci´on (ver Cuadro 2) y del hidrocarburo correspondiente. 3.1. Regal´ ıas Al tener una referencia de precios y del valor con- tractual de cada hidrocarburo, el consorcio tendr´a que
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El objetivo del presente boletín es estimar los ingresos que el Estado recibirá al corto plazo en la fase de exploración y explicar qué ingresos recibirá en el mediano y largo plazo, ya que es complicado hacer escenarios futuros sobre la producción y el precio que estos bloques se enfrentarían. 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).
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Gua de ingresos fiscales de la Licitacion 1 dela Ronda 1
Fernando Ramones [email protected]
1. Introduccion
El pasado 15 de julio de 2015 se llevo a cabo laprimera licitacion de la Ronda 1, en ella se ofrecan 14bloques en aguas someras en la costa sureste de Mexi-co. Sin embargo, solo dos bloques fueron exitosamenteasignados al consorcio Sierra Oil & Gas, S. de R. L.de C.V. Talos Energy, LLC y Premier Oil, PLC; elbloque 2 de 194 km2 y el bloque 7 de 465 km2, cadauno con una probabilidad de exito comercial de 20 %y 14 % respectivamente[2]. Los contratos por los cualesse regiran dichos bloques seran de produccion compar-tida, en donde el Estado a traves del Fondo Mexicanodel Petroleo recibira tres diferentes contraprestaciones:cuota por exploracion, regalas y porcentaje de utilidadoperativa.
El objetivo del presente boletn es estimar los in-gresos que el Estado recibira al corto plazo en la fasede exploracion y explicar que ingresos recibira el Esta-do en el mediano y largo plazo, ya que es complicadohacer escenarios futuros sobre la produccion y el pre-cio que estos bloques se enfrentaran. Para lograr esteejercicio se tomara en cuenta el anexo 3 del contratopara la exploracion y extraccion de hidrocarburos ba-jo la modalidad de produccion compartida (contratosde produccion compartida) y la Ley de Ingresos sobreHidrocarburos (LISH).
2. En el corto plazo
Debido a que los bloques son en primera instan-cia de exploracion, es complicado realizar estimacionesde las tres contraprestaciones que los contratistas de-ben de pagar al Estado. Sin embargo, es posible hacercalculos de lo que pagaran a corto plazo o mientras seencuentren en la fase de exploracion. Dichos calculos sepueden realizar para la cuota de exploracion y para elimpuesto para la actividad de exploracion y extraccionde hidrocarburos (IAEEH).
De acuerdo al artculo 23 de la LISH, se pagara porparte de los contratistas una cuota de exploracion de-pendiendo del area del bloque obtenido. Esta cuota
durante los primeros 60 meses sera de $1,150 pesos porkilometro cuadrado, mientras que, si es por encima de60 meses la cuota sera de $2,750 pesos [3].
Por otra parte en el artculo 55 de la LISH se estable-ce que en la fase exploratoria del bloque, los contratistaspagaran mensualmente el IAEEH de $1,500 pesos porkilometro cuadrado [3].
Ahora bien con la informacion antes proporcionada,en el Cuadro 1, se presentara estimaciones de las cuotasy el IAEEH para cada bloque de acuerdo a su area.
Segun el Cuadro 1, se puede observar que mientrasel consorcio se encuentre en fase de exploracion y seencuentre dentro del lmite de los 60 meses, este pa-gara una cantidad anual de $ 2,677,200 pesos de cuotade exploracion y $ 3,492,000 pesos de IAEEH por elbloque 2. Mientras que, en el caso del bloque 7, estepagara anualmente $ 6,417,000 pesos de cuota de explo-racion y $ 8,370,000 pesos de IAEEH.
3. Mediano y largo plazo
Para poder llevar a cabo la explicacion de las contra-prestaciones que recibira el Estado al entrar el consorcioen la fase de comercializacion, primero se expondra loscriterios a considerar para determinar el precio contrac-tual de cada hidrocarburo.
A continuacion, en el Cuadro 2, se presentan demanera resumida los criterios que se establecen en elanexo 3 seccion 1 del contrato de produccion compartida[1].
Ya teniendo una idea de como funcionaran los pre-cios, el siguiente paso es obtener el valor contractual decada hidrocarburo, este, siendo igual, a una multiplica-cion del volumen producido por el precio que dependedel criterio de comercializacion (ver Cuadro 2) y delhidrocarburo correspondiente.
3.1. Regalas
Al tener una referencia de precios y del valor con-tractual de cada hidrocarburo, el consorcio tendra que
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22 de julio de 2015 Gua de ingresos fiscales de la Licitacion 1 de la Ronda 1 2 de 4
Cuadro 1: Estimaciones de corto plazo
pesos
EstadoArea en el
bloque (km2)
Recaudacionmensual de la
cuota deexploracion 60
meses
Recaudacionmensual de la
cuota deexploracion > 60
meses
Recaudacionmensual durante
la fase deexploracion del
IAEEH
Bloque 2 Veracruz 194 223,100 533,500 291,000Bloque 7 Tabasco 465 534,750 1,278,750 697,500
Nota(s): Elaborado por CIEP, con informacion de los artculos 23 y 55 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos
Fuente(s): Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos[3]
pagar mensualmente al Estado una regala dependiendosi es petroleo, gas natural y/o condensados.
Las tasas de las regalas estan determinadas en elartculo 24 de la LISH y seran ajustadas a la inflacionde los Estados Unidos de America de acuerdo al anexo 3seccion 8.1 del contrato de produccion compartida[1][3],considerando que dichas tasas varan segun sea el nivelde precios de cada perodo.
Ejemplo, suponiendo que el precio contractual delpetroleo es mayor a 48 dolares, la tasa a calcular deacuerdo al artculo 24 Fraccion I inciso b) de la LISH[3],sera la siguiente:
Tasa = [(0.125*Precio)+1.5] %
Contraprestacion a favor del Estado = Tasa* Valor contracual del petroleo
Adicionalmente, en el caso del gas natural, se lecobrara la regala proporcionalmente a los componen-tes del hidrocarburo, es decir, dependera si es metano,propano, etano y butano. De igual manera, debido ala naturaleza del contrato, el cobro de la regala no sellevara a cabo en efectivo sino en su valor en especie.
3.2. Porcentaje de utilidad operativa
Uno de los factores determinantes para que el consor-cio obtuviera las asignaciones de los bloques 2 y 7, eraproponer un porcentaje de la participacion del Estadoen la utilidad operativa que al menos cumpliera con elvalor mnimo que propona las autoridades y que fueramejor que las otras propuestas de los participantes.
En el caso de los dos bloques, el porcentaje mnimoera del 40 %, y la porpuesta del consorcio en el bloque2 fue de 55.99 % y en el bloque 7 de 68.99 %. Dada laponderacion que tena el factor de la participacion delEstado en la utilidad operativa en el valor ponderadode la propuesta economica, dichas propuestas fueronsuficientes para que ganaran la licitacion [2].
Si bien estos porcentajes nos ayudan a tener unaidea de lo que el Estado cobrara por parte de esta
contraprestacion, no es suficiente informacion, ya que deigual forma se necesita conocer el calculo de la utilidadoperativa. La manera de calcular se define en el artculo17 de la LISH [3] y en el anexo 3 seccion 4 subseccion4.1 del contrato de produccion compartida[1]. Dichaformula es la siguiente:
Utilidad operativa = Valor contractual de loshidrocarburos + Ingresos adicionales1 - Recupera-cion de costos2 - Regalas
De tal manera que el ingreso que recibira el Estadosera el siguiente:
Porcentaje del bloque 23= (0.5599)*Utilidadoperativa
Porcentaje del bloque 74= (0.6899)*Utilidadoperativa
Destacando que el cobro de la contraprestacion sera men-sualmente y que al igual que las regalas el valor delporcentaje que recibira el Estado debera ser entregadoen especie en lugar de efectivo.
4. Conclusiones
De tener exito comercial el consorcio en los bloques2 y 7, el Fondo Mexicano del Petroleo definira las fe-chas en las que debera entregar las contraprestacionesque le corresponde al Estado y el Fondo sera el respon-sable de administrarlas a traves de las transferenciasordinarias y dependiendo del caso5 a las transferenciasextraordinarias.
Si bien es complicado definir el exito de los bloquesy consecuentemente tener estimaciones dada la cantidad
1. Ver anexo 3 seccion 8 subseccion 8.5 del contrato de produccioncompartida [1].2. Ver anexo 3 seccion 3 del contrato de produccion compartida[1].3. Porcentaje que se toma en consideracion es tentativo.4. Porcentaje que se toma en consideracion es tentativo.5. Si cumple los objetivos de las transferencias ordinarias losrecursos pasan a las transferencias extraordinarias
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Cuadro 2: Criterios de los precios contractuales de los hidrocarburos
Criterios Petroleo Gas Natural (1) Condensados
A) Comercializacion conbase a reglas del mercado 50 % del volumen de
hidrocarburo
Precio de venta promedioobservado ponderado porel volumen.
Precio de venta promedioobservado ponderado porla equivalencia calorica enmillones de BTU delvolumen.
Precio de venta promedioobservado ponderado porel volumen.
B) Comercializacion conbase a reglas del mercado< 50 % del volumen de
hidrocarburo
Precio de venta promedioobservado ponderado porel volumen.
Precio de venta promedioobservado ponderado porla equivalencia calorica enmillones de BTU delvolumen.
Precio de venta promedioobservado ponderado porel volumen.
C) No se comercializo conbase a reglas del mercado 50 % del volumen del
hidrocarburo ycomercializo < 50 % del
volumen del hidrocarburo
Precio estara determinadopor formulas de acuerdo algrado API (2) del petroleoextrado en el areacontractual usando comoreferencia el precio Brenty el Light Luisiana Sweet(LLS). Promediando losprecios de referencia solocuando se haya realizadooperaciones comerciales.
Precio promediodeterminado a partir delos precios diariosdeterminados por laComision Reguladora deEnerga ponderado por laequivalencia calorica enmillones de BTU delvolumen.
Precio estara determinadopor formulas usando comoreferencia el precio Brent.Promediando los preciosde referencia solo cuandose haya realizadooperaciones comerciales.
D) No se comercializo conbase a reglas del mercado 50 % del volumen del
hidrocarburo y semantuvo almacenado el
hidrocarburo
Precio estara determinadopor formulas de acuerdoal grado API del petroleoextrado en el areacontractual usando comoreferencia el precio Brenty el Light Luisiana Sweet(LLS).
Precio promediodeterminado a partir delos precios diariosdeterminados por laComision Reguladora deEnerga ponderado por laequivalencia calorica enmillones de BTU delvolumen.
Precio estara determinadopor formulas usando comoreferencia el precio Brent.
E) Durante dos perodosanteriores consecutivos o
un perodo anterior seutilizaron los criterios C)
y D) y en el perodoactual
comercializara conformelos criterios A) y B)
Precio estara determinadopor formulas de acuerdo ala diferencia entre elprecio de los perodosanteriores y el preciodeterminado por lascondiciones del mercado.
Precio estara determinadopor formulas de acuerdo ala diferencia entre elprecio de los perodosanteriores y el preciodeterminado por lascondiciones del mercado.
Precio estara determinadopor formulas de acuerdo ala diferencia entre elprecio de los perodosanteriores y el preciodeterminado por lascondiciones del mercado.
Nota(s): Elaborado por CIEP, con informacion del Anexo 3 Seccion 1 del Contrato de Produccion Compartida. (1) El GasNatural es dividido por metano, butano, propeno y etano; (2) Por API se refiere a la precision de que tan liviano es elpetroleo.
Fuente(s): Comision Nacional de Hidrocarburos[1]
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22 de julio de 2015 Gua de ingresos fiscales de la Licitacion 1 de la Ronda 1 4 de 4
de criterios que existen en lso precios de los hidrocar-buros y probabilidades de exito comercial. Lo que sepresento anteriormente nos ayuda a tener una claridadde los ingresos que se obtendran por parte de estoscontratos en el corto, mediano y largo plazo.
Referencias
[1] Comision Nacional de Hidrocarburos.Contrato para la exploracion y extraccion dehidrocarburos bajo la modalidad de produc-cion compartida entre comision nacional dehidrocarburos y abc y xyz. Disponible en
http://ronda1.gob.mx/Espanol/pdf/PDF-L-01/
R01L01_Contrato-consorcio_20150609.pdf,2015.
[2] Comision Nacional de Hidrocarburos. Re-sultados licitacion r01-l01. Disponible en http://ronda1.gob.mx/Espanol/resultados.html, 2015.
[3] Diario Oficial de la Federacion. Leyde ingresos sobre hidrocarburos. Disponibleen http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/LIH_110814.pdf, 2014.
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