Ciudad de México, 19 de julio 2016

Muy buenos días. Antes que nada agradecerle al Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell la oportunidad de estar aquí en la presentación de esta 1ª Licitación de la Ronda 2 del Estado Mexicano. También reconocer y agradecerle a la Doctora Lourdes Melgar, la Subsecretaria de Hidrocarburos; al Dr. Juan Carlos Zepeda Molina, Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, a todos sus equipos, a los Comisionados, a la ASEA, por lo que ha sido una extraordinaria colaboración durante estos ya dos años que llevamos trabajando en las Rondas del Estado Mexicano.

Pasando brevemente a la presentación de las condiciones económicas vinculadas a esta 1ª Convocatoria de la Ronda 2 del Estado Mexicano, simplemente empezar con el recordatorio, ya lo hemos hecho varias veces para los que ya han estado aquí en eventos previos, a lo mejor les va a parecer un poco repetitivo, pero creo que no está demás recordarle a la sociedad cuál es todo el marco fiscal en materia de estos contratos.

En primera instancia, tenemos una serie de elementos fiscales ya establecidos por ley, incluyendo una tasa de impuesto sobre la renta del 30 por ciento como el resto de las empresas de la economía.

Después dos elementos que tienen que ver con pagos vinculados al uso de las áreas contractuales buscando justamente el que haya un incentivo, actividad temprana, una cuota contractual para fase exploratoria que recibe el Estado Mexicano y un impuesto por actividad de exploración y extracción que básicamente es para las entidades federativas y los municipios donde se llevan a cabo las actividades y que busca el que las autoridades locales tengan un interés porque se lleven a cabo estas actividades en sus territorios.

Finalmente, hay un elemento de una regalía básica, la cual está establecida por una fórmula que está en ley, que depende del precio del petróleo, ya contiene una cierta progresividad, de tal manera que si hay sorpresas positivas desde el punto de vista de precios del petróleo o de precios del gas, eso se manifestará en un nivel de regalía más elevado; un cerco fiscal también, reconociendo también que obviamente pues estas actividades de exploración y producción tienen vinculada una renta que corresponde al Estado Mexicano que no hay en otro tipo de actividades y por tanto se establece que no puede haber ningún tipo de consolidación con respecto a actividades fuera de la exploración y producción de hidrocarburos.

Pasando ahí, tenemos elementos del marco fiscal que se definen específicamente en el contrato, dentro de los cuales destaca el límite para recuperación de costos. Estamos estableciendo en este caso un límite de recuperación de costos del 60 por ciento como hemos hecho en varios de los contratos previos, particularmente los contratos de la licitación 1.1 y 1.2 que eran también contratos de producción compartida.

Se incluye un mecanismo de ajuste también para dar progresividad al contrato, lo cual consideramos nosotros es muy importante, de tal manera que cuando observemos sorpresas positivas, mejore el retorno para el Estado.

Y finalmente, el elemento que cerrará el marco fiscal de los contratos, que es el elemento que se estará definiendo en la licitación y que será la propuesta de participación para el Estado en la producción, en este contrato de producción compartida donde obviamente lo que estaremos buscando es una mayor participación para el Estado y con eso que toda la renta petrolera la reciba el Estado Mexicano.

El mecanismo de adjudicación, igual que en las licitaciones 1.1 y 1.2, las dos licitaciones que hemos hecho de aguas someras, va a ser subasta a primer precio a sobre cerrado, que claramente ha demostrado ser un mecanismo muy claro, transparente y sencillo de adjudicación que ha quedado claro a toda la sociedad mexicana desde el punto de vista -nos parece- de su eficiencia, donde la idea es que los interesados estén presentando un sobre cerrado para cada una de las áreas, especificando si hay una oferta específica o si declinan realizar una oferta por esa área en lo particular.

Las variables de adjudicación van a ser dos, como ya mencionaba yo, la participación del Estado en la producción en estos contratos de producción compartida pero también compromisos de inversión adicional que se estarán ponderando como hemos visto en casos anteriores al interior de una fórmula donde haya un peso para la participación del Estado y también un peso para compromiso de inversión adicional.

Aquí vale la pena anotar que se está permitiendo que el compromiso de inversión adicional pueda llegar hasta dos pozos que es más de lo que habíamos permitido en licitaciones previas de aguas someras, entonces, se está dando la posibilidad de un mayor peso a los compromisos de inversión buscando, como mencionaba la Subsecretaria Melgar, el que pueda darse un mayor monto de actividad relativamente rápido vinculado a estos contratos.

Como criterio de desempate, en primer lugar, pago en efectivo y si después de que se revele la oferta de pago en efectivo sigue manteniéndose el empate, pues se utilizaría método de insaculación.

Al igual que en el caso de licitaciones previas, la Secretaría de Hacienda establecerá un precio de reserva, un precio mínimo para las variables de licitación el cual se dará a conocer previamente a la fecha de la licitación.

Como ya mencionaba, tendremos el mecanismo de recuperación de costos con un porcentaje de 60% y donde la mecánica de funcionamiento será igual que como se planteó en los casos previos donde lo que se establece es que en un periodo específico como máximo el contratista podrá recuperar 60% o un monto equivalente a 60% de los ingresos en un periodo determinado si obviamente los costos están por debajo de ese 60% recuperará el costo observado, no es que llega a ese límite y si en momentos resulta que el contratista incurrió en costos por arriba de ese 60%, lo que no haya podido deducir en ese periodo, podrá llegar a deducirlo en periodos subsecuentes.

Entonces se mantiene la mecánica para el mecanismo de recuperación de costos y se mantiene también la mecánica para el mecanismo de ajuste donde lo que sucederá es que irá aumentando la participación del Estado dentro de la producción compartida dependiendo de los resultados de rentabilidad que tenga el contratista antes de impuestos vinculado a la producción del contrato. Entonces es un mecanismo de ajuste muy similar al que ustedes ya conocieron para las licitaciones, la primera y la segunda licitaciones de la Ronda 1.

Finalmente, el contrato incluye también distintas disposiciones obviamente los requerimientos de contabilidad y registros de costos de inversiones que son claves para poder informarle a la sociedad mexicana acerca de la total transparencia con la cual se están llevando a cabo las actividades; se incluyen también procedimientos de procura de bienes y servicios cuidando particularmente el tema del precio de transferencia y que ahí nos apeguemos a los lineamientos establecidos por la OCDE y, finalmente también cómo se irá dando la interacción con el Fondo Mexicano del Petróleo tanto desde el punto de vista de los pagos que se realicen al Fondo Mexicano del Petróleo como la información que se le tenga que estar proporcionando para que el Fondo Mexicano del Petróleo con total transparencia vaya informando a la sociedad mexicana de cómo se va desarrollando cada uno de estos contratos y los ingresos que se van generando y los costos vinculados a cada una de las operaciones.

Entonces en ese sentido pues éste es el marco desde el punto de vista de términos económicos que consideramos pues se ha venido conformando como ya mencionaba la Subsecretaria Melgar y el Secretario Coldwell en un marco plenamente competitivo para fomentar la actividad en el Golfo de México.

Muchas gracias.