Reforma Energética Resumen del proyecto de decreto que expide las leyes secundarias en materia de hidrocarburos 1 Mayo 2014 - Actualización 1 El presente resumen considera las iniciativas de leyes secundaria en materia energética, enviadas por el Ejecutivo Federal el pasado 30 de abril del presente año, al Congreso de la Unión, por lo que está sujeto a cambios que serán aprobados durante el mes de junio próximo.
Índice Ley de Hidrocarburos... 4 1. Generalidades..4 2. Actividades de la industria...5 3. Regulación de las actividades estratégicas.. 5 4. Regulación de otras actividades...9 (downstream y midstream) a) Permisos.. 9 b) Sistema de transporte y almacenamiento nacional integrado de gas natural.. 9 5. Comercialización de hidrocarburos. 11 6. Sanciones...11 7. Transparencia y combate a la corrupción. 11 8. Utilidad pública..12 9. Uso y ocupación superficial. 12 10. Impacto y cobertura social..13 11. Cobertura social y desarrollo de la industria... 13 12. Seguridad industrial y protección al medio ambiente. 13 13. Régimen transitorio... 14 2
Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos 16 1. Ingresos derivados de asignaciones.... 16 2. Contratos de utilidad y de producción compartida... 17 a) Contraprestación a favor del Estado. 17 b) Contraprestación a favor del contratista. 18 c) Mecanismos de ajuste sobre las contraprestaciones 18 d)determinación de precios para hacer los cálculos... 18 3. Contratos de servicio...19 4. Contratos de licencia..19 a) Contraprestación a favor del Estado. 19 b) Contraprestación a favor del contratista....19 5. Ingresos derivados de asignaciones. 20 6. Transparencia y fiscalización..20 7. Otras disposiciones.. 20 8. Disposiciones transitorias.21 Ley del Fondo Mexicano del Petróleo.. 22 Ley de Inversión Extranjera..23 Ley Minera..23 Ley de Asociaciones Público Privadas. 23 3
El 20 de diciembre de 2013 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), las reformas y adiciones constitucionales en materia energética. Asimismo, el pasado 30 de abril de 2014, el C. Presidente de la República envió al Congreso de la Unión un paquete con proyectos de Decreto que expiden, reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de leyes secundarias que podrá ser discutido y aprobado en un periodo extraordinario de sesiones en junio del presente año. En materia de hidrocarburos, se modificaron los artículos 27 y 28 constitucionales para permitir la participación de los sectores público y privado en las actividades de la industria energética. Esta iniciativa propone un nuevo esquema sin precedentes en el país, el cual busca trascender en todos los ámbitos. Ley de Hidrocarburos 1.Generalidades La exploración y extracción se considera de interés social y orden público, y tienen preferencia sobre cualquier otra actividad que implique el aprovechamiento del suelo o del subsuelo. La Ley de Hidrocarburos reglamenta los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución. Abroga la Ley Reglamentaria en materia de petróleo de 1958. Reafirma que: los hidrocarburos son propiedad de la Nación; la exploración y extracción son actividades estratégicas pero puede participar el sector privado mediante contratos, y se liberan las demás actividades de valor de la industria petrolera. La industria de los hidrocarburos es de jurisdicción federal. Corresponde al Gobierno Federal: i) la interpretación de esta ley para efectos administrativos; ii) la emisión de disposiciones técnicas, reglamentarias y regulatorias, incluidas las relacionadas con desarrollo sustentable, equilibrio ecológico y protección al medio ambiente; y, iii) la solución de conflictos a través de juzgados federales. Federación, Estados y Municipios contribuirán al desarrollo de proyectos de exploración y extracción, así como de transporte y distribución por ductos, y almacenamiento a través de procedimientos y bases de coordinación. Se establece que la industria de los hidrocarburos es de utilidad pública, así como las actividades y servicios amparados por un permiso. En lo no previsto por esta Ley de Hidrocarburos, se consideran mercantiles los actos de la industria de hidrocarburos. Se regirán por el Código de Comercio, y supletoriamente por el Código Civil Federal. 4
2. Actividades de la Industria Se identifica como industria de los hidrocarburos, al conjunto de ocho actividades, a saber: Transporte, almacenamiento, distribución y expendio al público de hidrocarburos. Reconocimiento y exploración superficial. Exploración y extracción de hidrocarburos. Tratamiento, refinación, enajenación, comercialización, transporte y almacenamiento de petróleo. Procesamiento, transporte, almacenamiento, distribución y expendio de gas natural. Procesamiento, compresión, licuefacción, descompresión y regasificación de gas natural. Transporte, almacenamiento, distribución y expendio al público de gas licuado de petróleo. Transporte, almacenamiento, distribución y expendio al público de petrolíferos. Transporte por ducto y almacenamiento vinculado a ductos petroquímicos. 3. Regulación de las Actividades Estratégicas Corresponde al Estado la ejecución de las actividades estratégicas por conducto de las Empresas Productivas del Estado (EPE), con base en asignaciones que otorga y modifica la Secretaría de Energía (Sener) a las EPE, previa opinión de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). El sector privado puede participar en el desarrollo de la exploración y extracción mediante la adjudicación de contratos, a través de licitaciones a cargo de la CNH. El reconocimiento y exploración superficial requerirá previa autorización de la CNH. Lo anterior, no otorga derechos de exploración y extracción. A. Asignaciones Únicamente se adjudicarán a sociedades legalmente establecidas en México por medio de licitación. Las licitaciones y contratos se regularán por la Ley y su Reglamento, supletoriamente, por el derecho mercantil y común en lo que hace a su ejecución. Las asignaciones proceden cuando se garantice la producción y abasto. Sólo pueden ser cedidas a otra EPE con autorización de la Sener. Por su parte, las EPE pueden celebrar con particulares, contratos de servicios (puros) para la ejecución operativa de las actividades con pagos en efectivo. Las asignaciones se sujetarán a un esquema de pago de derechos específicos, y éstas pueden revocarse: i) cuando no cumplan con el plan de exploración o de desarrollo; ii) por accidentes graves por dolo o culpa; iii) por falsedad de información y en reportes para autoridades. B. Contratos para la exploración y extracción Únicamente se adjudicarán a sociedades legalmente establecidas en México por medio de licitación. Las licitaciones y contratos se regularán por la Ley y su Reglamento, y supletoriamente, por el derecho mercantil y común en lo que hace a su ejecución. Asimismo, se sujetarán a un régimen fiscal de contraprestaciones que responderán a las condiciones de cada proyecto. Por su parte, en cada contrato se determinará el porcentaje de contenido nacional y no operará en este tipo de contratos la Asociación Público Privado. 5
C. Nuevas atribuciones de los organismos del Estado A la Sener le corresponde: i) determinar las áreas contractuales, aprobar el plan quinquenal de licitaciones y establecer los lineamientos técnicos de las mismas; ii) establecer el modelo, así como los términos y condiciones técnicos de contratación para cada área y los planes de exploración y desarrollo por contrato; y, iii) aprobar con apoyo de la CNH, la cesión del control corporativo o de las operaciones por área contractual. A la SHCP le corresponde: i) determinar los términos fiscales de las licitaciones y contratos; ii) señalar la variable económica de adjudicación de los contratos; y, iii) administrar y auditar contablemente el régimen fiscal especial de los contratos conforme a la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LIH, diferente al régimen tributario). A la CNH le corresponde: i) apoyar técnicamente a la Sener y a la SHCP; ii) promover, difundir y realizar las licitaciones; iii) suscribir, administrar, supervisar, modificar y terminar los contratos; iv) dictaminar los planes de exploración y desarrollo y aprobar los programas anuales de inversión y operación de los contratos; y, v) administrar el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos y la Litoteca. D. Licitaciones de contratos de exploración y extracción Defensa: se podrá establecer acción legal contra la resolución de licitación, sólo mediante el juicio de amparo indirecto. Licitaciones: i) iniciarán con la convocatoria publicada en el DOF; ii) deberán cumplir con precalificación; iii) las propuestas cerradas deberán ser abiertas en un mismo acto público; iv) el fallo se publicará en el DOF; v) no serán aplicables, supletoriamente, las leyes de Obras Públicas, ni la de Servicios; y, vi) se les considerará de orden público e interés social. Bases: i) serán conforme a los lineamientos técnicos y económicos; ii) considerarán el tipo de contrato y los criterios de precalificación; y, iii) se establecerá la variable de adjudicación y sus respectivas modificaciones. Defensa: se podrá establecer acción legal contra la resolución de licitación, sólo mediante el juicio de amparo indirecto. E. Alianzas, asociaciones y participación del Estado Las alianzas o asociaciones posteriores que impliquen cambios en: i) el control corporativo y de gestión del contratista o ii) el control de operaciones, requerirá autorización de la CNH. Las modificaciones al capital social que no conlleven un cambio en el control, solo deberán de informarse. Las EPE pueden participar en las licitaciones por sí mismas, en alianza o asociación y con empresas privadas (Ley de Pemex y derecho común); compartiendo costos, gastos, inversiones, riesgos, utilidades, producción, etc. Pueden licitarse contratos, en cuya ejecución participe el Estado, a través de una EPE o un Vehículo Financiero Especializado (VFE) hasta en un 30% de la inversión cuando: i) en el área contractual coexista a distinta profundidad una asignación; ii) se transfiera conocimiento y tecnología a una EPE; y, iii) participe el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (el Fondo). En el caso de yacimientos transfronterizos, Pemex participará con un mínimo del 20% de la inversión. 6
La migración implicará el cambio de régimen fiscal y la posibilidad de establecer alianzas o asociaciones. F. Migración de asignaciones a contratos de exploración y extracción Las asignaciones entregadas a Pemex pueden, con autorización de Sener y apoyo de la CNH, migrar a contratos de exploración y extracción. La migración implicará el cambio de régimen fiscal y la posibilidad de establecer alianzas o asociaciones. La selección de socio se llevará a cabo a través de licitación por parte de la CNH; tomando en cuenta los lineamientos de Sener y SHCP, y con opinión favorable de Pemex o de la EPE, al momento de la precalificación, y mediante la verificación de capacidades y experiencia de los licitantes. G. Contratos de exploración y extracción a partir de concesiones mineras Se exceptúan los lugares en que efectivamente se realice la extracción de carbón, en cuyo caso, la CNH adjudicará los contratos directamente, siempre que se acredite capacidad económica, técnica, administrativa y financiera. Las concesiones mineras no otorgan derecho para exploración y extracción de hidrocarburos y gas grisú. Su transgresión conllevará la revocación de la concesión. Estarán sujetas a licitación, las actividades de exploración y extracción en las áreas con concesión minera. Se exceptúan los lugares en que efectivamente se realice la extracción de carbón, en cuyo caso, la CNH adjudicará los contratos directamente, siempre que se acredite capacidad económica, técnica, administrativa y financiera. H. Controversias y rescisión administrativas Como medio alternativo de solución de controversias, se prevé el arbitraje sujeto a leyes federales mexicanas, y a tratados internacionales. La CNH puede rescindir, administrativamente, los contratos por las mismas causas que las asignaciones: i) por ceder derechos sin autorización; ii) por incumplir con resolución definitiva de órgano jurisdiccional; o iii) por no realizar el pago o la entrega de hidrocarburos. I. Información geológica, y Centro Nacional de Información de Hidrocarburos La información obtenida por las actividades de exploración y extracción de las EPE y de los particulares, pertenecerá a la Nación. A través de la CNH se administrará la información de hidrocarburos. Los asignatarios, contratistas y demás autorizados, deberán entregar al Centro la información y materiales de campo que utilicen. La CNH podrá contratar servicios relacionados al reconocimiento y exploración superficial. 7
J. Autorizaciones específicas de actividades Los asignatarios y contratistas requerirán de autorización para: i) diseñar modelos de pozos; y, ii) perforar pozos exploratorios en aguas profundas y ultraprofundas. K. Regulaciones, derechos y obligaciones de asignatarios y contratistas Corresponde a la CNH: i) regular y supervisar técnicamente a los asignatarios, contratistas y demás autorizados; ii) cuantificar prospectivas; y, iii) generar indicadores de evaluación. Para efectos financieros, los asignatarios y contratistas podrán reportar los beneficios esperados de las asignaciones y contratos. Los asignatarios y contratistas deberán cumplir progresivamente con un mínimo de contenido nacional en cada asignación y contrato, que en conjunto, deberán alcanzar un 25%, conforme a la metodología y verificación de la Secretaría de Economía. La CNH sancionará su incumplimiento. Para el fomento industrial, se impulsará la capacitación y certificación de empresas, así como las cadenas productivas mediante el financiamiento y apoyo de un Fideicomiso para promover el Desarrollo de Proveedores y Contratistas Nacionales. Los asignatarios y contratistas deberán: i) contar con las autorizaciones de ley; ii) cumplir con las asignaciones y contratos; iii) abstenerse de ceder o traspasar asignaciones y contratos; iv) permitir inspecciones y verificaciones; v) avisar hechos que pongan en peligro salud y seguridad públicas; vi) ayudar en emergencias; y, vii) entregar la información requerida. El Ejecutivo Federal, a propuesta de la Sener, podrá establecer zonas de salvaguarda, y podrá instruir unificación de campos y yacimientos de extracción. 8
4. Regulación De Otras Actividades ( Downstream y Midstream ) A. Permisos Procederá la intervención de hasta 36 meses, cuando los permisionarios incumplan con sus obligaciones por causas imputables a ellos y peligre el suministro. Se requerirán de permisos para las actividades industriales y logísticas. La Sener autorizará las siguientes actividades: i) tratamiento y refinación de petróleo; ii) procesamiento de gas natural; iii) exportación e importación de hidrocarburos, gas licuado de petróleo, petrolíferos y petroquímicos; y, iv) transporte y almacenamiento por medio distinto de ducto de gas licuado de petróleo así como su distribución y expendio. La Comisión Reguladora de Energía (CRE), por su parte, autorizará las siguientes actividades: i) transporte; ii) almacenamiento; iii) distribución; iv) compresión; v) licuefacción; vi) descompresión; vii) regasificación; y, viii) expendio al público de hidrocarburos; petrolíferos, petroquímicos y transporte por ducto y almacenamiento de gas LP. No se requerirá permiso para la comercialización de hidrocarburos, gas licuado de petróleo, petrolíferos y petroquímicos, sólo será necesario registrarse ante la CRE y entregar información estadística. Con respecto a su Ley y Reglamento, se desarrollarán las bases para la solicitud y otorgamiento de permisos, así como para su terminación por vigencia, renuncia, caducidad, revocación, falta de objeto o fin, resolución judicial y otras causas previstas en el permiso. Las actividades y servicios objeto de permiso, se considerarán de utilidad pública, y por tanto, mediante procedimiento de Ley, admitirá la ocupación temporal de los bienes derechos e instalaciones para la prestación de los servicios por: i) las causas previstas en la Ley de Expropiación; ii) cuando el permisionario incumpla con sus obligaciones por causas ajenas; y, iii) por seguridad nacional, seguridad energética o peligre la economía nacional. B. Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural Se crea un sistema integrado por: i) ductos de transporte; ii) instalaciones de almacenamiento; y, iii) equipos vinculados a las instalaciones anteriores. Corresponde a la CRE, precisar la infraestructura pública que debe participar. La integración de los sistemas privados al Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural es voluntaria. a) Centro Nacional de Control de Gas Natural (Cenagas) El Cenagas operará con independencia al Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, y no podrá privilegiar ni ampliar la infraestructura en detrimento de otros permisionarios. Asimismo, licitará los proyectos de expansión. 9
b) Reglas de acceso abierto Los permisionarios y usuarios podrán celebrar convenios de inversión para ductos de transporte y el almacenamiento de gas natural conforme CRE. Los permisionarios que presten servicios de transporte y distribución por ducto, así como de almacenamiento, conforme a la regulación de la CRE, darán acceso abierto no discriminatorio, sujeto a capacidad disponible y mediante contraprestación; ii) no podrán comercializar hidrocarburos transportados o almacenados en sus sistemas (salvo LP, petrolíferos y petroquímicos conforme a la CRE); y, iii) prestarán el servicio a quien acredite la propiedad. La puesta a disposición se hará mediante procesos abiertos o temporada abierta. Los permisionarios y usuarios podrán celebrar convenios de inversión para ductos de transporte y el almacenamiento de gas natural conforme a la CRE. c) Fomento de la competencia y eficiencia en el transporte En 5 años, ningún participante podrá contar con más del 50% del mercado de comercialización y la capacidad en ductos. Se separan actividades de participantes en el subsector de gas natural, y se proponen principios para evitar el acaparamiento y conflictos de intereses. El Estado por conducto de EPEs promoverá los proyectos de infraestructura del gas natural con apoyo de terceros. Los transportistas, en ductos de gas natural, no podrán comercializar hidrocarburos. Los transportistas, en ductos de petróleo, petrolíferos y petroquímicos usarán su infraestructura conforme a reglas establecidas por la CRE. La infraestructura de transporte debe considerar capacidad excedente, para atender las necesidades propias y de terceros. Las ampliaciones o extensiones en capacidad serán financiadas por usuarios o permisionarios. Los comercializadores de gas natural, podrán participar en el capital de permisionarios de transporte por ducto y de almacenamiento conforme a reglas de la CRE. En 5 años, ningún participante podrá contar con más del 50% del mercado de comercialización y la capacidad en ductos. d) Regulación de actividades y obligaciones Compete a la CRE: i) regular, supervisar, modificar, otorgar y revocar los permisos de su competencia; ii) aprobar las licitaciones del CENAGAS; iii) Participar con la Sener en la planeación del transporte y distribución de gas natural y gas LP; iv) determinar las zonas geográficas de distribución de gas natural por ducto; y, v) emitir lineamientos para las relaciones con personas que formen parte del mismo grupo empresarial o consorcio. 10
Son obligaciones de los permisionarios, entre otras: i) cumplir con los permisos, y no cederlos o traspasarlos; ii) entregar la cantidad y calidad de producto conforme a la medición; iii) atender quejas, reportes de emergencias y prestar auxilio a la autoridad; iv) no otorgar subsidios cruzados; v) respetar precios y tarifas; vi) presentar ejecutar y verificar programas de mantenimiento; y, vi) entregar información requerida. 5. Comercialización de hidrocarburos Durante los siguientes tres años, Pemex será el único facultado para la comercialización de hidrocarburos. El Estado comercializará la producción de hidrocarburos que provengan de los contratos de utilidad y de producción compartida. Durante los siguientes tres años, Pemex será el único facultado para la comercialización de hidrocarburos. Con posterioridad, la CNH, mediante licitación, contratará a Pemex o filiales, EPEs u otras sociedades, para la comercialización de hidrocarburos. 6. Sanciones Las sanciones estarán dentro del rango de 15,000 a 7,500,000 veces el salario mínimo. Se prevén sanciones administrativas para asignatarios, contratistas, permisionarios y autorizados por infracciones e incumplimiento de las obligaciones, independientemente de las responsabilidades civiles, penales o administrativas, sin perjuicio de la revocación o terminación de los actos jurídicos iniciales. Las autoridades como la Sener, la SHCP, la CNH, la CRE, y la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente (ANSIP), se ajustarán a la Ley Federal de Procedimiento Administrativo. Las sanciones estarán dentro del rango de 15,000 a 7,500,000 veces el salario mínimo. 7. Transparencia y combate a la corrupción Habrá un código de ética y aplicarán disposiciones de combate a la corrupción a servidores públicos y particulares. La Sener será responsable de difundir las asignaciones y los permisos en las áreas a concursar. La CNH difundirá los resultados de las licitaciones, bases, reglas, contratos, autorizaciones otorgadas, administración de los contratos y volumen de producción. Por su parte, la CRE difundirá los permisos, el volumen de gas natural transportado, la capacidad utilizada y disponible, volúmenes, tarifas, precios y estadísticas. Habrá un código de ética y se aplicarán disposiciones de combate a la corrupción a servidores públicos y particulares. 11
8.Utilidad pública Por ser de interés social y orden público, las actividades de esta industria tienen preferencia sobre las demás. Por ser de utilidad pública, procede la constitución de servidumbres, ocupación, afectación superficial o expropiación para la realización de actividades conforme a la Ley de Expropiación. Por ser de interés social y orden público, las actividades de esta industria tienen preferencia sobre las demás. Los asignatarios, contratistas, permisionarios y concesionarios mineros no podrán oponerse a instalaciones factibles, al derecho de vía de ductos sólo podrán acceder otras industrias si son compatibles y se paga contraprestación. Las asignaciones, contratos o permisos, no limitarán al Estado para otorgar concesiones y licencias para otros recursos. 9. Uso y ocupación superficial De persistir el desacuerdo, se podrá acudir a la Sener para solicitar la expropiación o la ocupación temporal mediante el pago de una indemnización. Las actividades de exploración y extracción, por ser de interés social, prevalecerán sobre cualquier otra actividad que se realice en la superficie y en el subsuelo. Los asignatarios, contratistas y permisionarios, tendrán derecho a ocupar los predios para la realización de las actividades de la industria mediante aviso previo y pago de una contraprestación por el uso, goce, ocupación y afectación, así como la obligación de indemnizar por los daños que ocasionen. Las contraprestaciones serán negociadas a partir de los valores de referencia que expida el Instituto de Administración y Evaluación, en el marco de un procedimiento previsto en la ley, que deberá desahogarse en un plazo de 90 días y culminar con un contrato sin cláusulas de confidencialidad. Se pueden apoyar en valuadores privados, particularmente para las afectaciones singulares. De no lograrse un acuerdo, se podrá acudir a un juez para constituir una servidumbre legal de hidrocarburos o desahogar un proceso de mediación ante el Instituto de Administración y Evaluación. La servidumbre permitirá la realización de las actividades relacionadas con la industria de los hidrocarburos. De persistir el desacuerdo, se podrá acudir a la Sener, para solicitar la expropiación o la ocupación temporal mediante el pago de una indemnización. 12
10. Impacto y cobertura social Los proyectos deberán ser sostenibles y respetar los derechos humanos de comunidades y pueblos. La Sener y la Secretaría de Gobernación (Segob), antes de licitar, estudiarán el impacto social de los proyectos, para que la Sener, con la opinión de SHCP, pueda establecer en las bases o en los contratos la obligación de contratistas o asignatarios de otorgar apoyos para las comunidades. Los solicitantes de permisos deberán acompañar una evaluación de impacto social y medidas de mitigación. 11. Cobertura social y desarrollo de la industria Adicionalmente, la Sener establecerá la metodología para medir y verificar el contenido nacional. El Ejecutivo, por conducto de la Sener, fomentará y vigilará el suministro de energéticos. De la misma forma, podrá instruir a las EPEs y al Cenagas, desarrollar para el beneficio social y desarrollo económico, proyectos de: i) refinación; ii) procesamiento; iii) trasporte y almacenamiento de hidrocarburos, gas LP, petrolíferos y petroquímicos transportables por ductos; y, iv) distribución y expendio de gas natural, LP y petrolíferos (este es el único caso en que EPEs y CENAGAS podrán participar en trasporte por ducto y almacenamiento). La Sener y la SHCP propondrán mecanismos de inversión y contraprestación a valor de mercado. Se financiarán con recursos fiscales y se admitirá la Asociación Público Privada. La Sener y la Secretaría de Economía, fomentarán la formación de cadenas productoras locales y la inversión directa, especialmente entre PyMEs. Se apoyarán en un fideicomiso para promover el desarrollo de proveedores y contratistas que apoyará la capacitación, investigación y certificación. Adicionalmente, la Sener establecerá la metodología para medir y verificar el contenido nacional. En las asignaciones, contratos y permisos, en igualdad de condiciones, deberán preferir bienes y servicios nacionales. 12. Seguridad industrial y protección al medio ambiente La ANSIP regulará y aportará elementos para las políticas públicas conforme a su Ley. Los autorizados, asignatarios, contratistas y permisionarios, prevendrán y repararán daños que ocasionen cuando sean declarados responsables. 13
13. Régimen transitorio Hasta finales de 2018, sólo Pemex podrá importar gasolina y diésel, a partir de 2019, cualquier interesado podrá llevar a cabo esta actividad, previa obtención del permiso. Plazos: i) 180 días para expedir el Reglamento; y, ii) 12 meses para el Decreto Presidencial para crear el CENAGAS y transferirle recursos. Actos de autoridad: i) la Sener podrá otorgar asignaciones conforme a la Reforma Constitucional; ii) las solicitudes y permisos en trámite, se regularán por la Ley vigente al momento; iii) los permisos otorgados, mantendrán su vigencia en los términos otorgados; iv) en doce meses, la CRE regulará a las EPEs para que no comercialicen más del 50% del gas durante 5 años y 20% en 10 años, salvo que existan condiciones de competencia; y, v) Sener en 12 meses regulará para que la reserva en capacidad de ductos de transporte e internación no supere el 50% en 5 años y 20% en 10 años. Concesiones mineras. Los concesionarios seguirán explotando el gas grisú durante 180 días. En máximo 90 días naturales solicitarán, a la CNH la adjudicación directa del contrato exploración y extracción correspondiente, siempre y cuando tengan capacidad y acrediten su actual aprovechamiento. Comercialización de hidrocarburos. La CNH adjudicará directamente a Pemex, sus Subsidiarias o Filiales, un contrato de comercialización de hidrocarburos con vigencia hasta finales de 2017. La Sener y la SHCP determinarán la contraprestación. Entrega de información. En 90 días, la CNH emitirá los lineamientos para que Pemex, sus Subsidiarias e Instituto Mexicano del Petróleo le transfieran la información geológica. Transporte, almacenamiento, distribución y expendio. Quienes realicen estas actividades sin permiso, tendrán 90 días para solicitar el permiso a la CRE. Ventas de primera mano. En tanto la Comisión Federal de Competencia Económica actúe, la CRE continuará regulándolas. Expendio al público de gasolina y diésel: Los permisos de la CRE se expedirán a partir de enero de 2017. Pemex no condicionará el suministro a su franquicia, y sus contratos de suministro no podrán exceder del 31 de diciembre de 2017. Hasta finales de 2018, sólo Pemex podrá importar gasolina y diésel. A partir de 2019, cualquier interesado podrá llevar a cabo esta actividad, previa obtención del permiso. Se mantendrá el aumento controlado de precios de precios hasta diciembre de 2014. Del 2015 al 2019, los precios serán ajustados por la SHCP conforme a la inflación. A partir de 2020, se sujetarán a la Ley. Antes de 2015, la CRE regulará el diseño, construcción, operación y mantenimiento de expendios, equipo e infraestructura para transporte, almacenamiento y distribución de petrolíferos y el acceso abierto a la misma. 14
Contenido nacional. La Secretaría de Economía creará una dirección general para el fomento industrial y contenido nacional. Contratos de obras, servicios y proveeduría. Los contratos suscritos por Pemex, continuarán en vigor para este tipo de contratos. Permisos. La Sener continuará hasta enero de 2017, la regulación y el otorgamiento de los permisos para transporte, almacenamiento y distribución de gas LP no vinculados a ductos. Posterior a esta fecha, le corresponderá a la CRE. Las Normas Oficiales Mexicanas (NOM) y demás disposiciones de seguridad industrial vigentes, serán supervisadas, verificadas e inspeccionadas por el órgano regulador, que podrá emitir NOMs o disposiciones administrativas de carácter general. 15
Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos 1. Ingresos Derivados de Asignaciones Mediante artículos Transitorios se establece que el nuevo régimen de Derechos entrará en vigor a partir del 1 de enero de 2015, manteniendo el pago de Derechos a la Tesorería Se establece el régimen específico de derechos para las asignaciones, de las que actualmente es titular de Pemex y las que en el futuro puedan recibir las empresas productivas del Estado, como punto de transición para migrar dichas asignaciones al esquema de los contratos, aunque se conserva la estructura y carga fiscal que actualmente se encuentra regulada en la Ley Federal de Derechos, manteniendo su carácter tributario. Cuando exista una migración del esquema de asignaciones al esquema de contrato de licencia, de utilidad o producción compartida, la SHCP determinará la tasa y base aplicable a la utilidad operativa o al valor contractual de los hidrocarburos; asimismo, fijará las condiciones económicas relativas a los términos fiscales de los contratos. De igual manera, y derivado de la incorporación de Pemex al esquema de tributación general, es decir, sujeto al pago del impuesto sobre la renta, se propone no considerar los ingresos derivados de las asignaciones como acumulables, ni los derechos, costos, gastos e inversiones asociados a las asignaciones como deducibles para efectos de dicho impuesto. Mediante artículos Transitorios, se establece que el nuevo régimen de Derechos entrará en vigor a partir del 1 de enero de 2015, manteniendo el pago de Derechos a la Tesorería de la Federación durante el ejercicio fiscal de 2014, por las actividades que realicen Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios al amparo de asignaciones. A partir del 2015, el pago deberá realizarse al Fondo Mexicano del Petróleo. Se prevé, además, que para el caso en que Pemex obtenga la migración de sus asignaciones a contratos durante el presente año, continuará pagando derechos por sus actividades hasta el final del ejercicio, e iniciará a pagar las contraprestaciones previstas en los contratos a partir del 1 de enero de 2015. Transparencia y Fiscalización La iniciativa prevé los conceptos de ingresos específicos que la SHCP deberá hacer públicos mensualmente a través de Internet, de manera clara y ordenada, así como la demás información que permita conocer de forma sencilla la verdadera dimensión de la renta petrolera del Estado. Con el objeto de garantizar que los recursos del Fondo Mexicano del Petróleo se utilicen para los fines autorizados, se señala que los recursos que ingresen a dicho Fondo se considerarán recursos federales y quedarán sujetos a las facultades de fiscalización de las autoridades federales competentes, conforme a las disposiciones jurídicas aplicables. La Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, prevé las siguientes contraprestaciones: 16
2. Contratos de utilidad y de producción compartida A. Contraprestación a favor del Estado Los contratistas deberán pagar las contraprestaciones siguientes: La regalía aumentará cuando se incremente el precio de los hidrocarburos y existirán tasas distintivas para el petróleo, condensados, gas asociado o gas no asociado. Bajo ciertas circunstancias la regalía no se aplicará al gas natural no asociado. 1. Cuota contractual para la fase exploratoria. El contratista deberá pagar mensualmente una cuota al Estado a partir del momento en el que se formalice el contrato y hasta que comience la producción comercial del área, la cual ascenderá a la cantidad de $2,650 por kilómetro cuadrado durante los primeros 5 años (60 meses). En caso de que esta fase se extienda más de 60 meses, a partir del mes siguiente se pagará una cuota mensual de $4,250 mensuales por kilómetro cuadrado. 2. Regalías. Se deberá pagar una regalía que se calculará aplicando un porcentaje a los ingresos brutos que deriven de la producción de hidrocarburos. La regalía aumentará cuando se incremente el precio de los hidrocarburos y existirán tasas distintivas para el petróleo, condensados, gas asociado o gas no asociado. Bajo ciertas circunstancias la regalía no se aplicará al gas natural no asociado. 3. Porcentaje de la utilidad operativa. Cada periodo deberá determinarse la utilidad operativa, misma que se calculará disminuyendo del valor contractual de los hidrocarburos el monto de las regalías generadas en el periodo y los costos de recuperación (costos, gastos e inversiones). Cabe señalar que por lo que respecta a las inversiones (activos fijos), se establecen porcentajes de deducción para los bienes utilizados en las actividades de exploración y producción distintos a los establecidos en la Ley del Impuesto sobre la Renta. Para el resto de las inversiones se utilizarán los porcentajes establecidos en la Ley del Impuesto sobre la Renta. Los costos, gastos y deducciones que excedan al valor contractual de los hidrocarburos (disminuido de las regalías efectivamente pagadas), podrán deducirse en un plazo de 10 ejercicios. 4. Límites a las deducciones El Estado podrá incluir límites a las deducciones totales aplicables por periodo. Las inversiones que siendo deducibles rebasen el límite antes señalado, podrán ser utilizadas en periodos posteriores. La deducción de las inversiones se realizará a partir de que el contratista realice las erogaciones relativas a las inversiones y en ningún caso la deducción podrá exceder el 100% del monto original de la inversión. Los costos, gastos y deducciones que excedan al valor contractual de los hidrocarburos (disminuido de las regalías efectivamente pagadas), podrán deducirse en un plazo de 10 ejercicios. No serán deducibles, entre otros, los gastos financieros, los que se incurran por negligencia o fraude del Contratista, donativos, arrendamientos o adquisición de terrenos, algunos servicios de asesoría, los que se incurran por incumplimiento de normas, capacitación y entrenamiento que no cumplan ciertos requisitos, los que deriven del incumplimiento de las condiciones de garantía, los que se incurran por el uso de tecnologías propias, excepto en el caso de que se cuente con un estudio de precios de transferencia, provisiones y reservas, costos legales por arbitrajes o disputas, las regalías y cuotas contractuales por la fase de exploración. 17
5. Forma de pago El pago de las contraprestaciones en los contratos de utilidad compartida se realizará en efectivo, en tanto que en los contratos de producción compartida la contraprestación se realizará en especie. B. Contraprestación a favor del Contratista Cuando la contraprestación no sea pagada como consecuencia de la aplicación del límite de recuperación de costos, la cantidad correspondiente se podrá incluir en la recuperación de costos subsecuentes. 1. La recuperación de los costos. El contratista obtendrá como contraprestación ciertas cantidades por concepto de recuperación de costos, gastos e inversiones reconocidos conforme a los lineamientos que emitirá la SHCP, mismos que tendrán un límite de recuperación. Cuando la contraprestación no sea pagada como consecuencia de la aplicación del límite de recuperación de costos, la cantidad correspondiente se podrá incluir en la recuperación de costos subsecuentes. En la recuperación de costos no se incluirán conceptos tales como: costos financieros, donativos, asesoría, aquéllos que se incurran por negligencia del contratista, servidumbre, derechos de vía, arrendamientos o adquisición de terrenos, uso de tecnologías propias (excepto que se cuente con un estudio de precios de transferencia), comisiones pagadas a corredores, entre otros. En tanto no exista producción contractual, bajo ninguna circunstancia serán exigibles las contraprestaciones a favor del contratista ni se le otorgará anticipo alguno. 2. Un porcentaje de la utilidad operativa. El contratista obtendrá como contraprestación el remanente de la utilidad operativa después de cubrir el porcentaje que le corresponde al Estado Mexicano. 3. Forma de pago El pago de las contraprestaciones en los contratos de utilidad compartida se realizará en efectivo, en tanto que en los contratos de producción compartida la contraprestación se realizará en especie. El pago de las contraprestaciones en los contratos de utilidad compartida se realizará en efectivo, en tanto que en los contratos de producción compartida la contraprestación se realizará en especie. C. Mecanismos de ajuste sobre las contraprestaciones. Con objeto de fortalecer la progresividad de los ingresos a favor del Estado Mexicano, en las licitaciones se incluirá el mecanismo de ajuste que se aplicará en cada contrato, según se trate, cuándo se obtengan rentabilidades mayores con motivo de menores costos, mayores precios o descubrimientos mayores a lo esperado. D. Determinación de precios para hacer los cálculos. Cada contrato debe contener los mecanismos que se utilizarán para determinar los precios contractuales para el petróleo crudo, gas natural y condensados, considerando para dichos efectos los ajuste que tengan que llevarse a cabo por la calidad, contenido de azufre, grados API, etc. 18
3. Contratos de servicio. En estos contratos no serán aplicables los pagos por concepto de cuota contractual para la fase exploratoria ni las regalías mencionadas en el inciso A anterior. En estos contratos los contratistas entregarán la totalidad de la producción al Estado y las contraprestaciones a favor del contratista serán pagaderas en efectivo considerando los estándares o usos de la industria. La contraprestación será pagada por el Fondo Mexicano del Petróleo con los recursos que se generen de la comercialización de los productos que deriven de cada contrato. En estos contratos no serán aplicables los pagos por concepto de cuota contractual para la fase exploratoria ni las regalías mencionadas en el inciso A anterior. 4. Contratos de Licencia. A. Contraprestación a favor del Estado Los contratistas deberán pagar las contraprestaciones siguientes: 1. Bono a la Firma El cual será determinado por la SHCP y pagado en efectivo para cada contrato. Su monto y las condiciones de pago, se incluirán en las bases de la licitación o en los contratos respectivos. 2. Cuota contractual en la fase exploratoria y Regalías El contratista deberá pagar mensualmente una cuota al Estado a partir del momento en el que se formalice el contrato y regalías en los términos mencionados en el inciso A.1 numerales 1 y 2 anteriores. 3. Contraprestación Se determinará en los contratos considerando la aplicación de una tasa sobre cualquiera de los siguientes conceptos: a. El valor contractual de los hidrocarburos Se disminuirá del valor contractual de los hidrocarburos, el monto de las regalías efectivamente pagadas por el contratista y los costos y gastos incurridos en el periodo; así como la parte proporcional de las inversiones, requeridos para la ejecución del contrato. b. La utilidad operativa: Cada periodo deberá determinarse la utilidad operativa, misma que se calculará disminuyendo del valor contractual de los hidrocarburos el monto de las regalías generadas en el periodo y los costos de recuperación (costos, gastos e inversiones). Asimismo, al igual que lo dispuesto para los contratos de utilidad y producción compartida, en tanto no exista producción contractual, bajo ninguna circunstancia serán exigibles las contraprestaciones a favor del contratista ni se le otorgará anticipo alguno. 4. Límites a las deducciones A este tipo de contrato le serán aplicables los límites descritos en el inciso A.1 numeral 4 anterior. B. Contraprestación a favor del Contratista La contraprestación consistirá en la transmisión onerosa de los hidrocarburos. Asimismo, al igual que lo dispuesto para los contratos de utilidad y producción compartida, en tanto no exista producción contractual, bajo ninguna circunstancia serán exigibles las contraprestaciones a favor del contratista ni se le otorgará anticipo alguno. 19
5. Ingresos Derivados de Asignaciones Se establece el régimen específico de derechos para las Asignaciones de las que actualmente es titular Pemex y las que en el futuro puedan recibir las empresas productivas del Estado, como punto de transición para migrar dichas Asignaciones al esquema de los contratos, aunque se conserva la estructura y carga fiscal que actualmente se encuentra regulada en la Ley Federal de Derechos, manteniendo su carácter tributario. Cuando exista una migración del esquema de Asignaciones al esquema de contrato de licencia, de utilidad o producción compartida, la SHCP determinará la tasa y base aplicable a la utilidad operativa o al valor contractual de los hidrocarburos; asimismo, fijará las condiciones económicas relativas a los términos fiscales de los contratos. De igual manera, y derivado de la incorporación de Pemex al esquema de tributación general, es decir, sujeto al pago del ISR, se propone no considerar los ingresos derivados de las Asignaciones como acumulables, ni los derechos, costos, gastos e inversiones asociados a las Asignaciones como deducibles para efectos de dicho impuesto. 6. Transparencia y Fiscalización La Ley prevé los conceptos de ingresos específicos que la SHCP deberá hacer públicos mensualmente, a través de Internet, de manera clara y ordenada, así como la demás información que permita conocer de forma sencilla la verdadera dimensión de la renta petrolera del Estado. Con el objeto de garantizar que los recursos del Fondo Mexicano del Petróleo se utilicen para los fines autorizados, se señala que los recursos que ingresen a dicho Fondo se considerarán recursos federales y quedarán sujetos a las facultades de fiscalización de las autoridades federales competentes, conforme a las disposiciones jurídicas aplicables. 7. Otras Disposiciones 1. Participantes. Sólo podrán participar en los procesos de licitación, las empresas productivas del Estado, Personas Morales mercantiles legalmente constituidas en México o asociaciones en participación, cuyo objeto sea exclusivamente la exploración y extracción de Hidrocarburos y actividades conexas, y que no tributen en el régimen fiscal opcional para grupos de sociedades a que se refiere el Capítulo VI del Título Segundo de la Ley del ISR. 2.Participación de los trabajadores en las utilidades (PTU) Los contratistas y asignatarios no estarán obligados al pago de PTU, aunque podrán realizar otros pagos como incentivos a sus trabajadores. 20
3. 4.Establecimiento permanente Se considerará que para efectos de la LIH y la Ley del ISR, los residentes en el extranjero constituyen un establecimiento permanente en México cuando realicen las actividades a que se refiere la LIH en territorio nacional o en la zona económica exclusiva de México en un lapso que exceda 30 días en un periodo de 12 meses. Para estos efectos, se tomará en cuenta el tiempo invertido por partes relacionadas residentes en el extranjero en actividades idénticas o similares o que formen parte del mismo proyecto. 5.Salarios de residentes en el extranjero. Se deberán atender a las disposiciones de la Ley del ISR relativas a salarios obtenidos por residentes en el extranjero, cuanto estos últimos obtengan ingresos por salarios pagados por entidades que residan en el extranjero que no tengan un establecimiento permanente en México o que teniéndolo, no se relacione con dicho establecimiento. 8. Disposiciones transitorias A partir del ejercicio fiscal 2015, Pemex y sus organismos subsidiarios estarán sujetos a la Ley del ISR. Se establece que el nuevo régimen de derechos entrará en vigor a partir del 1 de enero de 2015, manteniendo el pago de derechos a la Tesorería de la Federación durante el ejercicio fiscal de 2014, por las actividades que realicen Pemex y sus organismos subsidiarios al amparo de Asignaciones. A partir del 2015, el pago deberá realizarse al Fondo Mexicano del Petróleo. En el caso en que Pemex obtenga la migración de sus Asignaciones a contratos durante el presente año, continuará pagando derechos por sus actividades hasta el final del ejercicio, e iniciará a pagar las contraprestaciones previstas en los contratos a partir del 1 de enero de 2015. A partir del ejercicio fiscal 2015, Pemex y sus organismos subsidiarios estarán sujetos a la Ley del ISR. Se derogan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos y se establecen disposiciones transitorias relativas a dicha Ley, así como de la Ley de Coordinación Fiscal. La LIH entrará en vigor el día siguiente a su publicación en el DOF. 21
Ley del fondo económico mexicano del petróleo para la estabilización y el desarrollo Una de las propuestas de la reforma energética es la creación del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (FMP). Una de las propuestas de la reforma energética es la creación del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (FMP). En esencia, los recursos del FMP tendrán diferentes destinos para financiar la investigación científica y desarrollo tecnológico de institutos de investigación en materia de hidrocarburos, a los sistemas de fondos de pensiones y a la amortización de los pasivos de los estados, así como proyectos de inversión e infraestructura, indicando que su propósito será que dichos recursos se utilicen para compensar caídas de los ingresos fiscales y resolver crisis económicas. El FMP deberá ser creado estableciendo como fiduciario al Banco de México y dotándolo de facultades para recibir, administrar y distribuir los ingresos derivados de las asignaciones y contratos. En particular, se establece que los ingresos que ingresen a dicho Fondo se administrarán y distribuirán conforme a la siguiente prelación: Asignación a la Tesorería de la Federación de recursos para que el ingreso petrolero del Estado se mantengan en 4.7 por ciento del PIB. 1. Realizar los pagos establecidos en dichas concesiones y contratos. 2. Llevar a cabo las transferencias a los Fondos de Estabilización de los Ingresos Petroleros y de Estabilización de los Ingresos de las Entidades Federativas. 3. Transferencias al Fondo de Extracción de Hidrocarburos (para entidades federativas consideradas petroleras), a los fondos de investigación en materia de hidrocarburos y sustentabilidad energética, y en materia de fiscalización petrolera. 4. Asignación a la Tesorería de la Federación de recursos para que el ingreso petrolero del Estado se mantengan en 4.7 por ciento del PIB. 5. Destinar recursos al ahorro de largo plazo, incluyendo inversión en activos financieros. Establece los casos en que dicho ahorro puede utilizarse para otros fines como son pensiones, proyectos de inversión o becas, siempre que el ahorro de largo plazo se encuentre por arriba al 3 por ciento del PIB del año previo. Finalmente, establece también que en caso de una crisis económica se haga uso de dichos fondos. Los miembros del Comité Técnico del FMP. Integrado por los secretarios de Energía y Hacienda y el gobernador del Banco de México, más cuatro miembros nombrados por el Ejecutivo Federal y con aprobación del Senado. Este comité tendrá las siguientes funciones: a) determinar la política de inversiones de los recursos; b) instruir al Banco de México para que transfiera recursos a la Tesorería, y c) recomendar a la Cámara de Diputados en febrero de cada año la asignación de los fondos de ahorro, para el año siguiente. 22
Ley de inversión extranjera Se adecua al nuevo marco constitucional en lo referente a áreas estratégicas y fomenta la inversión extranjera en la materia. Elimina a la petroquímica básica como área restringida. Permite la libre participación de la inversión extranjera en: La comercialización de la gasolina y distribución de gas LP. En explotación de embarcaciones, cabotaje, navegación interior y tráfico de altura siempre que sea en apoyo a la exploración y extracción. En el suministro de combustibles y lubricantes para embarcaciones, aeronaves y trenes. En la construcción de ductos para petróleo y derivados y en la perforación de pozos de petróleo y gas. Ley minera Se adiciona en el artículo sexto, respecto de las salvedades sobre la preferencia de la exploración y explotación minera a la exploración y extracción de hidrocarburos. Las concesiones mineras se condicionarán a que la Sener certifique que no se realizan actividades de exploración y extracción. La exploración y extracción de gas grisú se llevará a cabo mediante contratos licitados por la CNH. Se derogan atribuciones de la Secretaría de Economía para el manejo, autorización y supervisión de gas grisú. Se califican de áreas reservadas, aquellas donde hubo o hay asignaciones mineras con potencial de gas grisú. Se eliminan los derechos, obligaciones de los concesionarios mineros y el aprovechamiento del gas asociado. Se adicionan como obligaciones de concesionarios mineros: i) contar con autorización de la Secretaría de Economía, previa opinión de la Sener, para realizar exploración y explotación de carbón en áreas asignadas o bajo contrato petrolero; y, ii) deberán avisar a la Sener de cualquier descubrimiento de hidrocarburos. Asociaciones Público Privadas El artículo décimo, se adecua para permitir las asociaciones público-privadas en refinación de petróleo; procesamiento de gas natural; transporte, almacenamiento y distribución de hidrocarburos, gas licuado y petrolíferos; y, la generación de energía eléctrica. 23