régimen fiscal de pemex derivado de la reforma energética · como consecuencia de la reforma...

Memoria Documental

Régimen Fiscal de PEMEXDerivado de laReforma Energética

Periodo 2012 - 2018

Dirección Corporativa de FinanzasSubdirección de Contabilidad y Fiscal

P á g i n a | 1 Memoria Documental

Régimen Fiscal de PEMEXDerivado de la Reforma Energética


ÍNDICE

1. Presentación

2. Fundamento legal y objetivo de la memoria documental

3. Antecedentes

4. Marco normativo aplicable

5. Síntesis ejecutiva

6. Acciones realizadas

7. Resultados alcanzados e impactos identificados


Presentación Desde su creación en el año de 1938, Petróleos Mexicanos (Pemex) ha estado sujeto a diversos impuestos y obligaciones fiscales, no obstante, es a partir del año de 1960 cuando se le establece a la empresa un régimen fiscal específico, esencialmente contenido en la Ley de Ingresos de la Federación, configurado por obligaciones de tributación de relativa simplicidad, aunque de monto creciente, siendo la principal de ellas, el denominado “Impuesto Único a la Producción”.

A partir de los años 80, el Régimen Fiscal de Pemex ha sufrido transformaciones sustanciales en función de los intereses y objetivos nacionales, pasando por un régimen de Derechos sobre Hidrocarburos de 2006 a 2014; sin embargo, en 2014 como parte de la Reforma Energética la transformación fue significativamente mayor, con la aplicación de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos (LISH).

Dicha Ley, que entró en vigor en 2015, tiene por objeto establecer “los ingresos que recibirá el Estado por concepto de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos a través de las asignaciones y contratos a que se refiere el Art. 27, párrafo séptimo de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, así como las contraprestaciones que se establezcan en los contratos.”

En este sentido, a partir de 2015, el Estado Mexicano percibe ingresos por las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos mediante pagos de Regalías y otras Contraprestaciones de los Contratos, Derechos por las Asignaciones, e Impuesto Sobre la Renta que causen los contratistas y asignatarios.

En este contexto, a continuación, se muestran los aspectos más relevantes de la evolución de la aplicación del Régimen Fiscal de Pemex derivado de la implementación de la Reforma Energética de 2013 durante el periodo 2015-2018, siendo el área responsable de la implementación, la Gerencia Fiscal Central perteneciente a la Subdirección de Contabilidad y Fiscal de la Dirección Corporativa de Finanzas.

Por lo anterior, actualmente Pemex tributalos derechos e impuestos aplicables a lasasignaciones que le fueron otorgadas a travésde la Ronda “0”, así como por los impuestosrelacionados con los nuevos Contratosde Exploración y Extracción (CEE), lo que le haimplicado retos en los sistemas de información,tanto de producción de hidrocarburos comofiscales, contables y presupuestales.

De igual forma, la implementacióndel nuevo Régimen Fiscal ha requerido deuna intensa interacción y colaboración conlas autoridades reguladoras y hacendarias afin de obtener certeza y seguridad jurídicaen la determinación de las contribucionesy contraprestaciones correspondientes.


Fundamento legal y objetivo de la memoria documental

MARCO LEGAL PARA ELABORACIÓN DEL DOCUMENTO

• Acuerdo por el que se establecen las bases generales para la rendición de cuentas de la Administración Pública Federal y para realizar la entrega-recepción de los asuntos a cargo de los servidores públicos y de los recursos que tengan asignados al momento de separarse de su empleo, cargo o comisión, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 06 de julio de 2017.

• Acuerdo por el que se establecen los Lineamientos Generales para la regulación de los procesos de entrega-recepción y de rendición de cuentas de la Administración Pública Federal, publicado en el DOF el 24 de julio de 2017.

El objetivo de esta memoria documental es dar a conocer la evolución del Régimen Fiscal de PEMEX derivado de la Reforma Energética de 2013, durante el periodo 2015-2018, así como los resultados y beneficios alcanzados.


En la reforma al artículo 25 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos (Constitución), publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el 20 de diciembre de 2013, se establece que el organismo descentralizado denominado Pemex, se convierte en Empresa Productiva del Estado (EPE) y se faculta al Congreso de la Unión para realizar las adecuaciones al marco jurídico para su regulación (Leyes Secundarias).

Antecedentes

TRANSFORMACIÓN DEL REGIMEN FISCAL

El nuevo Régimen Fiscal de Petróleos Mexicanos que entró en vigor a partir del ejercicio fiscal 2015, como consecuencia de la Reforma Energética de 2013, refleja los cambios producidos por la reforma constitucional en materia de energía, desaparecen los anteriores derechos y se reestructura el régimen fiscal con la publicación de la LISH, que establece dos regímenes fiscales:

Al respecto, el 11 de agosto de 2014 se publicó en el DOF, la nueva Ley de Petróleos Mexicanos (Ley de Pemex), que tiene por objeto, entreotros aspectos, regular la organización, la administración y el funcionamiento de Pemex como EPE, así como establecer el régimen especial de las Empresas Productivas Subsidiarias (EPS) y Empresas Filiales.

En esta sección se dará un panorama del Régimen Fiscal de PEMEX derivado de la citada Reforma Energética.

• Régimen Fiscal Asignaciones: Conformado básicamente por tres derechos: Derecho por la Utilidad Compartida (DUC); Derecho de Extracción de Hidrocarburos (DEXTH); y el Derecho de Exploración de Hidrocarburos (DEXPH). Además, un Impuesto a las Actividades de Exploración y Extracción (IAEEH), y el Impuesto Sobre la Renta (ISR).

• Régimen Fiscal Contratos de Exploración y Extracción (CEE): Establecido por cuatro clases de contratos: Licencia, Utilidad Compartida, Producción Compartida y Servicios, sujetos al pago de Regalías, y otras Contraprestaciones a favor del estado y de los contratistas, así como el IAEEH y el ISR.


La EPS sujeta al pago de contribuciones por actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, es Pemex Exploración y Producción (PEP), de la forma siguiente:

REGIMEN FISCAL ASIGNACIONES

• DUC (Tasa variable 70%-65%): Es una tasa aplicable a la diferencia del valor de los hidrocarburos producidos (crudo, gas asociado, gas no asociado y condensados) en una región respectiva (terrestre, aguas someras o profundas, Chicontepec y gas natural no asociado) menos las deduccionesautorizadas hasta un límite determinado para cada región denominado “CostCap”. Este derecho disminuye su tasa de forma anual iniciando en 2015 con el 70% hasta el 2019 que se fijará en el 65%.

• DEXTH (Tasa variable 7.5% promedio): Se determina fijando una tasa vinculada con el tipo de Hidrocarburos, el volumen de la producción y el precio fiscal determinado.

• DEXPH: Cuota por km2 incrementada anualmente de acuerdo con el Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC): 1,150 pesos/km2 en 2015 a 1,294.71 pesos/km2 en 2018.

• IAEEH: Cuota por km2 (Exploración: Cuota incrementada anualmente de acuerdo con elINPC: 1,500 pesos/km2 en 2015 a 1,688.74 pesos/KM2 en 2018; Extracción: Cuota incrementada anualmente: 6,000 pesos/km2 en 2015 a 6,754.99 pesos/KM2 en 2018).

REGIMEN CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN (CEE)

• Contraprestaciones a favor del Estado y Contratista: • Cuota Contractual para la Fase Exploratoria (cuota incrementada anualmente:

1,150 pesos/KM2 -1,294.71 pesos/KM2 en 2018). • Regalías (tasas variables). • Pago del Valor Contractual (variable según contrato). • Porcentaje a la Utilidad Operativa (variable según contrato). • Bono a la Firma (variable según contrato).

• IAEEH: • Cuota por km2 (Exploración: Cuota incrementada anualmente de acuerdo con el

INPC: 1,500 pesos/KM2 a 1,688.74 pesos/KM2 en 2018; Extracción: Cuota incrementada anualmente: 6,000 pesos/KM2 a 6,754.99 pesos/KM2 en 2018).


DEMÁS CONTRIBUCIONES PARA PEMEX Y SUS EMPRESAS PRODUCTIVAS

• Impuesto Sobre la Renta (ISR) Tasa del 30% sobre el resultado fiscal del ejercicio.

• Impuesto al Valor Agregado (IVA).

• Contribuciones causadas por la importación y exportación de mercancías.

• Impuestos municipales y estatales, tales como los impuestos prediales y sobre nómina.

• Impuesto Especial Sobre Producción y Servicios (IEPS). Son tres tipos de cuotas, las cuales únicamente tributa Pemex Transformación Industrial (PTRI), mismas que traslada a sus clientes y paga a las autoridades. El IEPS no está incluido en las ventas ni en los gastos de Pemex.

Las cuotas son:

• IEPS sobre la venta de combustibles automotrices: Este impuesto es una cuota sobre las ventas internas de combustibles para automoción,

gasolina y diésel, que PTRI recauda en nombre del Gobierno Federal. Las cuotas aplicables para 2018 son de $4.59 por litro de gasolina Magna; $3.88 por litro de gasolina Premium y $5.04 por litro de diésel. Estas cuotas se actualizan anualmente de acuerdo con la inflación y se ajustan semanalmente por las autoridades fiscales a través del acuerdo por el que se dan a conocer los porcentajes y los montos del estímulo fiscal, así como de las cuotas disminuidas del IEPS.

Estas cuotas también gravan la importación de estos combustibles.

• IEPS en beneficio de entidades federativas y municipios: Este impuesto es una cuota sobre las ventas internas de combustibles para automoción,

gasolina y diésel, que PTRI recauda en nombre del Gobierno Federal. Las cuotas aplicables para 2018 son de 40.52 centavos por litro de gasolina Magna, 49.44 centavos por litro de gasolina Premium y 33.63 centavos por litro de diésel. Estas cuotas se actualizan anualmente con la inflación. Los fondos recaudados por esta cuota se asignan a los estados y municipios según lo previsto en la Ley de Coordinación Fiscal. Estas cuotas sólo son aplicables por la venta en territorio nacional de los combustibles y no computan para el Impuesto al Valor Agregado.

• IEPS a los Combustibles Fósiles: Este impuesto es una cuota sobre las ventas internas de combustibles fósiles, que PTRI

recauda en nombre del Gobierno Federal. Las cuotas aplicables para 2018 son de 6.93 centavos por litro para el propano, 8.98 centavos por litro para el butano, 12.17 centavos por litro para la gasolina y gas avión, 14.54 centavos por litro para turbosina y otros querosenos, 14.76 centavos por litro para diésel, 15.76 centavos por litro para combustóleo y 18.29 pesos por tonelada de coque de petróleo. Estas cuotas se incrementan anualmente de acuerdo con la inflación y también gravan la importación de estos combustibles.


EXTERNO

• Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos (CPEUM) Reforma Energética - Artículos 25, 27 y 28 Publicada en el DOF 20 de diciembre de 2013.

• Código Fiscal de la Federación (CFF) Publicado en el DOF el 31 de diciembre de 1981.

• Ley de Petróleos Mexicanos (LPM) Publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014.

• Ley de Hidrocarburos (LH) Publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014.

• Reglamento de la Ley de Hidrocarburos Publicado en el DOF el 31 de octubre de 2014.

• Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH) Publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014.

• Reglamento de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (RLISH) Publicado en el DOF el 31 de octubre de 2014.

• Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal respectivo Publicadas en el DOF de fechas 13 de noviembre de 2014 (LIF 2015), 18 de noviembre de 2015 (LIF 2016), 15 de noviembre de 2016 (LIF 2017) y 15 de noviembre de 2017 (LIF 2018).

• Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LIRCME) Publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014.

Marco normativo aplicable



• Ley del Impuesto sobre la Renta (LISR). Publicada en el DOF el 11 de diciembre de 2013.

• Reglamento de la Ley del Impuesto sobre la Renta (RLISR). Publicado en el DOF el 8 de octubre de 2015.

• Resolución Miscelánea Fiscal para el ejercicio fiscal respectivo y sus anexos (RMF). Publicadas en DOF de fechas 30 de diciembre de 2014 (RMF 2015), 23 de diciembre de 2015 (RMF 2016), 23 de diciembre de 2016 (RMF 2017) y 22 de diciembre de 2017 (RMF 2018).

• Criterios no vinculativos de las disposiciones fiscales.

• Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (RICNH).

• Manual de Organización General de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (MOGCNH). Publicado en el DOF el 22 de septiembre de 2014.

• Acuerdo por el que se emiten las Reglas de carácter general para definir los métodos de ajuste del valor de los hidrocarburos de los derechos sobre hidrocarburos. Publicado en el DOF el 16 de febrero de 2015.

• Acuerdo CNH.E.02.002/17, por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite los formatos oficiales para la entrega de la información o documentación correspondiente a las solicitudes, autorizaciones, avisos, notificaciones, informes y reportes relacionados con la regulación que en los propios formatos se indica. Publicado en el DOF el 15 de marzo de 2017.

• Lineamientos para la elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos.Publicados en el DOF el 6 de marzo de 2015.



• Lineamientos por los que se establecen los requisitos y el procedimiento para celebrar alianzas o asociaciones en la que se lleve a cabo la cesión del control corporativo y de gestión o del control de las operaciones, respectode los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos. Publicados en el DOF el 30 de enero de 2017.

• Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos. Publicados en el DOF el 29 de septiembre de 2015.

• Ley de Sarbanes Oxley (SOX). Publicada en los Estados Unidos de América el 30 de julio de 2002.

INTERNO

• Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos. Publicado en el DOF el 24 de septiembre de 2009.

• Portal Fiscal de la Gerencia Fiscal Central.


Síntesis ejecutiva

El Régimen Fiscal de Pemex y sus EPS en el periodo comprendido del 1 de enero de 2015 al 31 de diciembre de 2018, refleja los cambios producidos por la reforma constitucional en materia de energía, y se encuentra establecido en la LISH como parte de la Legislación Secundaria, donde desaparecen los anteriores derechos que aplicaron desde 2006 hasta 2014, y se reestructura el régimen fiscal.

En este sentido, a partir de 2015, el Estado Mexicano percibe ingresos por las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos mediante Regalías y otras Contraprestaciones de los Contratos, Derechos por las Asignaciones e Impuesto Sobre la Renta que causen los contratistas y asignatarios.

De conformidad con el Art. 46 de la LISH, las Asignaciones solo pueden otorgarse a empresas productivas el Estado, cuyo objeto sea la exploración y extracción de hidrocarburos, por lo que Pemex, a través de su EPS Pemex Exploración y Producción, se convirtió en la Ronda “0” en asignatario de más de 490 campos. En este sentido, los ingresos que percibe dicha EPS por la extracción de hidrocarburos de dichas asignaciones son objeto del pago de los derechos e impuestos establecidos en la LISH siguientes:

Fundamento Contribución Siglas Objeto Pago

Titulo 3° Capítulo I Art. 39 y 42

Derecho por la Utilidad Compartida DUC Extracción de crudo, gas

y condensado. Provisional mensual y Anual

Título 3° Capítulo II Art. 44

Derecho de Extracción de Hidrocarburos DEXTH Extracción de crudo, gas

y condensado. Mensual definitivo

Título 3° Capítulo III Art. 45

Derecho de Exploración de Hidrocarburos DEXPH Área asignada

sin producción Mensual definitivo

Título 4° Art. 54 y 55

Impuesto por la actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos

IAEEH Actividad de Exploración y Extracción Mensual definitivo


Los pagos provisionales y el anual del DUC resultan de aplicar la tasa que corresponda a la diferencia de disminuir del valor de hidrocarburos extraídos en el periodo de que se trate las deducciones permitidas, conforme a lo siguiente:

Valoración de los Hidrocarburos (Precio * Volumen)

menos Costos, gastos e

Inversiones deducibles(hasta el límite de Cost Cap)

menos DEXTH y DEXPH (Causado)

por Tasa

67.5% (2017) 66.25% (2018)

En el artículo 41 y 42 de la LISH, se establecen los límites de deducción fiscal (Cost Cap) por concepto de Costos, Gastos e Inversiones (CGI) para el cálculo del DUC, mismos que se determinan en función de la región a la que pertenece la asignación, conforme a la clasificación establecida en la fracción X del Art. 48 de dicha Ley, siendo éstos los siguientes:

Región Límite de Cost Cap

1) Paleocanal de Chicontepec 60% del valor anual de los Hidrocarburos extraídos distintos al Gas Natural No Asociado y sus Condensados.

2) Gas Natural No Asociado 80% del valor anual del Gas incluyendo, en su caso, el valor anualde los Condensados extraídos.

3) Aguas profundas 60% del valor anual de los Hidrocarburos extraídos distintos al Gas Natural No Asociado y sus Condensados.

4) Aguas someras 12.5% del valor anual de los Hidrocarburos extraídos distintos al Gas Natural No Asociado y sus Condensados o 6.10 USD por BPCE.

5) Áreas terrestres 12.5% del valor anual de los Hidrocarburos extraídos distintos al Gas Natural No Asociado y sus Condensados o 8.30 USD por BPCE.


Región Prelación y premisas para la reclasificación

1) Paleocanal de Chicontepec

Asignaciones ubicadas en los municipios considerados dentro de la zona Chicontepec siendo: Castillo de Teayo, Coatzintla, Coyutla, Chicontepec, Espinal, Ixhuatlán de Madero, Temapache, Papantla, Poza Rica de Hidalgo, Tepetzintla o Tihuatlán, en el Estado de Veracruz de Ignacio de la Llave, o en los municipios de Francisco Z. Mena, Pantepec o Venustiano Carranza, en el Estado de Puebla.

2) Gas Natural No Asociado

Asignaciones que presentan exclusivamente como fluido, en el yacimiento a condiciones de presión y temperatura originales conforme a las proyecciones verticales de las formaciones, los hidrocarburos de Gas Natural No Asociado, Gas húmedo No Asociado, Gas seco, y Gas y condensado, es decir, no contienen petróleo.

3) Aguas profundas Asignaciones que se encuentran ubicadas en las zonas marinas mexicanas con tirante de agua superior a quinientos metros, no clasificadas en el Paleocanal de Chicontepec y de Gas Natural No Asociado.

4) Aguas someras Asignaciones que se encuentran ubicadas en las zonas marinas mexicanas con tirante de agua inferior a quinientos metros, no clasificadas en el Paleocanal de Chicontepec y de Gas Natural No Asociado.

5) Áreas terrestres

Asignaciones ubicadas en cualquier porción o área terrestre dentro de los límites del territorio nacional, incluyendo los cuerpos de agua lacustres y palustres, y que no se encuentran dentro de las zonas marinas ni en las regiones de Paleocanal de Chicontepec o de Gas Natural No Asociado.

Ahora bien, el 16 de febrero de 2015, la SHCP publicó el ACUERDO por el que se expiden las Reglas de carácter general para definir los métodos de ajuste del valor de los hidrocarburos de los derechos sobre hidrocarburos (las Reglas), con el objeto de establecer la forma de cálculo y ajuste del valor de los hidrocarburos extraídos que se utilizarán para determinar el DUC y el DEXTH.

Posteriormente, el 6 de julio del 2015, la Secretaría reformó y adicionó diversas disposiciones de las Reglas, donde especificó que en la determinación de los precios del gas acumulados y mensuales se deberán distinguir el valor y volumen de cada uno de los componentes del gas.

Por último, el 30 de noviembre de 2017, la Secretaría reformó y adicionó nuevamente diversas disposiciones a las Reglas motivado de la revisión del proceso de aplicación del método de ajuste del valor de los Hidrocarburos extraídos, por lo que precisó y estableció el alcance en cuanto a la forma de cálculo y de ajuste del valor de los hidrocarburos extraídos que se utilizan para determinar los derechos antes señalados.

En este sentido, en el numeral 22 de las citadas Reglas se establece la delimitación de las regiones antes señaladas, por lo que para determinar la región que le corresponde a cada una de las asignaciones se debe observar la prelación y premisas siguientes:

Además, en dicho numeral se precisan que cuando en un área de asignación comprendamás de una región se debe considerar aquella que ocupe más superficie kilómetros cuadrados(regla de desempate).


Dentro de los principales temas revisados con la SHCP se encuentran las siguientes:

1. Precisiones y establecimiento de alcances en cuanto a la forma de cálculo, delimitación de las regiones y ajustes en las fórmulas para la valoración de los hidrocarburos extraídos que se utilizan en la determinación de los derechos sobre hidrocarburos.

2. Límites permitidos de los costos, gastos en inversiones deducibles del DUC para asignaciones, que, por su naturaleza o estado actual, tienen costos elevados de extracción de hidrocarburos que las vuelve inviables después del pago de contribuciones.

3. Emisión de un Registro Federal de Contribuyentes adicional para poder cumplir de manera separadalas obligaciones fiscales de las asignaciones como la de los contratos, así como el tratamiento fiscal de los ingresos por la venta de hidrocarburos cuando éstos son entregados en especie.

NEGOCIACIONES CON LAS AUTORIDADES HACENDARIAS

Desde la entrada en vigor de en 2015 de la Reforma Energética, se ha trabajado de forma permanente con las autoridades regulatorias y hacendarias con el propósito de implementar y mejorar los mecanismos de determinación de las contribuciones a cargo de Petróleos Mexicanos y sus EPS, con la finalidad de facilitar los cálculos, así como determinar un pago justo y acorde a las condiciones de las empresas.

Acciones realizadas


DEDUCCIÓN POR EL PAGO POR EL JUSTO VALOR ECONÓMICO EN EL DERECHO POR LA UTILIDAD COMPARTIDA

De conformidad con el artículo Sexto Transitorio del “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía”, publicado en el DOF el 20 de diciembre de 2013, y Décimo Segundo Transitorio de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2016, publicada en el DOF el 18 de noviembre de 2015, se establece que las inversiones de Petróleos Mexicanos que se afecten con motivo de la Ronda Cero, serán reconocidas en su justo valor económico, conforme a los Lineamientos que al efecto expida la Secretaría de Energía (SENER).

Ahora bien, el 29 de febrero de 2016, la SENER emitió los “Lineamientos que establecen los términos y el procedimiento para el reconocimiento del justo valor económico de las inversiones de Petróleos Mexicanos que se llegaran a afectar como resultado del proceso de adjudicación de asignaciones para llevar a cabo actividades de exploración y extracción de hidrocarburos” (Lineamientos).

Conforme a los citados lineamientos se desprende que, sólo son susceptibles de reconocimiento del Justo Valor Económico, las inversiones realizadas en aquellas áreas en que Petróleos Mexicanos (Pemex) solicitó en la Ronda Cero y le fueron negadas por la SENER.

El documento señala que el justo valor económico de las inversiones afectadas se podrá deducir de los pagos provisionales mensuales del derecho por la utilidad compartida de los ejercicios fiscales de 2016 y 2017, conforme lo señalan los correspondientes artículos transitorios de la Ley de Ingresos de la Federación para los ejercicios fiscales de 2016 y 2017.

Por lo anterior, se realizó la solicitud del reconocimiento del justo valor económico de 104 activos fijos ubicados en 44 áreas de exploración y extracción y de 41 activos fijos ubicados en 12 áreas de extracción.


Resultados alcanzados e impactos identificados

EN ASPECTOS FINANCIEROS DEL NUEVO RÉGIMEN FISCAL

Como resultado de la aplicación del nuevo Régimen Fiscal, para la EPS Pemex Exploración y Producción el porcentaje que representan los impuestos y derechos causados de sus ventas netas pasó de un 67% en 2014 a un 55% en 2015, mismo que fue disminuyendo gradualmente a 45% en 2016, 44% en 2017 y actualmente al segundo trimestre de 2018 se encuentra en 49%.

Por otro lado, con fecha 18 de agosto de 2017, se publicó en el DOF el “Decreto por el que se otorgan beneficios fiscales para las actividades de extracción en asignaciones con campos maduros y/o marginales” incrementando sustancialmente los porcentajes aplicables para efectos del límite en el monto de deducción por concepto de costos, gastos e inversiones, en el cálculo del DUC. La aplicación de este beneficio para el ejercicio de 2017 tuvo un beneficio en el DUC de $8,009 MM$.

Asimismo, el 30 de noviembre de 2017, se publicó en el DOF el “ACUERDO por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de las Reglas de carácter general para definir los métodos de ajuste del valor de los hidrocarburos de los derechos sobre hidrocarburos” en las mismas se realizan ajustes y calibración de fórmulas conforme el entorno actual de producción y enajenación de hidrocarburos resultando un beneficio aproximado para el ejercicio de 2017 en el DUC de $8,900 MM$.

Antes de la reforma energética se permitía deducir 6.5 dólares por barril, pero con los cambios constitucionales sólo se permitía a Pemex deducir en asignaciones de regiones terrestres y de aguas someras el 10.6 % del valor de lo extraído en 2015, 11.075 % en 2016, 11.55 % en 2017, 12.025 % en 2018 y 12.5 % a partir de 2019.

Esta modificación permitiría tener mayores deducciones con precios que oscilaran alrededor de 100 dólares como se tenían durante los años previos a dicha reforma, sin embargo, al ser límites porcentuales con precios mucho menores (entre 40 y 60 dólares) la deducción efectiva resultaba significativamente menor.

Con base a lo anterior, derivado de las mesas de trabajo con la SHCP, se logró que el 18 de abril de 2016, se publicará en el DOF un Acuerdo que otorgó mejoras en la determinación de los límites permitidos de los costos, gastos e inversiones deducibles del DUC para asignaciones ubicadas en las regiones terrestres (8.30 dólares por barril) y en aguas someras (6.10 dólares por barril), resultando un beneficio para el ejercicio fiscal de 2016 por $40 MMM$.

POR NEGOCIACIONES CON LAS AUTORIDADES HACENDARIAS EN LA DETERMINACIÓN DE LOS NUEVOS DERECHOS SOBRE HIDROCARBUROS


DEDUCCIÓN POR EL PAGO POR EL JUSTO VALOR ECONÓMICO

Derivado de intensas negociaciones con todo el soporte técnico por parte de la EPS Exploración y Producción con las autoridades de la SHCP se logró el reconocimiento del justo valor económico de las inversiones afectadas en 62 áreas de exploración y extracción y por consiguiente la compensación contra el DUC de $2,187 MM$ de acuerdo con lo establecido en el artículo Vigésimo Primero Transitorio de la Ley de Ingresos de la Federación (LIF) 2017.

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