Hacienda flexibiliza marco fiscal a Pemex
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Con la medida espera dar viabilidad al plan para lograr una producción de más de 150 mil barriles por día y hasta 500 BTU en el caso del gas
La Secretaría de Hacienda determinó flexibilizar el régimen fiscal en algunas asignaciones de campos de hidrocarburos de Petróleos Mexicanos (Pemex), después de ver que no son rentables al mantenerse en dicho régimen; sin embargo, detectó que si lo son, antes de impuestos y derechos, por lo que les ampliará los límites de costos que son deducibles para el derecho por la utilidad compartida.
De acuerdo con un comunicado de la dependencia, como resultado de esta medida se espera dar viabilidad económica a una producción aproximada de 150 mil barriles por día y hasta 500 mil millones de unidades térmicas británicas (BTU, por su sigla en inglés) para el caso de gas, con lo que se fortalecerá a Pemex, al tiempo que se promueve y maximiza el aprovechamiento de los campos que operan bajo el régimen de asignaciones.
La secretaría indicó que en la Ronda Cero de la reforma energética, Pemex recibió títulos de asignación de campos de hidrocarburos consistentes con sus capacidades técnicas y financieras, pero la posterior caída en los precios internacionales del petróleo ha llevado a que algunas asignaciones dejen de ser rentables para la empresa al considerar el régimen fiscal vigente.
No obstante, en los casos en que se trate de proyectos rentables antes de impuestos y derechos, tiene sentido que continúen las actividades en dichas asignaciones, dado que el valor de la extracción en dichos campos supera los costos, además de que permite apoyar los niveles de producción.
La Secretaría de Hacienda aclaró que para que pueda aplicar el régimen modificado, Pemex deberá mostrar que la extracción en el área de asignación no es rentable después del pago de impuestos y derechos, así como evidencia del impacto esperado por la aplicación del nuevo régimen fiscal.
En este contexto, para dar viabilidad financiera a las asignaciones con las características arriba mencionadas, el límite de costos como porcentaje del ingreso para los campos petroleros terrestres marginales será de 40 por ciento, mientras que el vigente es de 20 por ciento.
Para el caso de los campos marginales petroleros en aguas someras, el límite de costos como porcentaje del ingreso pasará de 14 a 35 por ciento; para campos de gas natural no asociado, de 80 a 85 por ciento, y para campos en Chicontepec, de 60 a 75 por ciento.
La dependencia puntualizó que con el propósito de generar total transparencia y rendición de cuentas, Pemex deberá mantener los registros contables individuales para cada una de las asignaciones a las que aplique el nuevo régimen y presentarlas ante el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.
El 13 de agosto de 2014 se dieron a conocer los resultados del proceso de Ronda Cero, en el que la Secretaría de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, determinó asignarle a Pemex 83 por ciento de las reservas 2P, es decir, el total de lo solicitado, y 21 por ciento de los recursos prospectivos, conformando así un portafolio balanceado de proyectos que le permitiría producir 2.5 millones de barriles diarios los próximos 20 años.
