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Libro Blanco
Decreto de SHCP sobre beneficio fiscal
Periodo: 2012-2018
Dirección General de Pemex Exploración y Producción
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ÍNDICE
I. Presentación ................................................................................................ 2
II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco ........................................... 6
III. Antecedentes ............................................................................................. 8
IV. Marco normativo ..................................................................................... 11
V. Vinculación de la política pública con el Plan Nacional de Desarrollo y
programas sectoriales ........................................................................... 12
VI. Síntesis ejecutiva ..................................................................................... 14
VII. Acciones realizadas ................................................................................. 17
VIII. Seguimiento y control ............................................................................ 49
IX. Resultados y beneficios alcanzados e impactos identificados ................ 51
X. Resumen ejecutivo del informe final del servidor público responsable de
la ejecución de la política pública ......................................................... 54
XI. Anexos ...................................................................................................... 55
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I. Presentación
Derivado de la Reforma Energética del año 2014, la Secretaría de Energía
otorgó a Petróleos Mexicanos diversas asignaciones en todo el territorio
nacional, incluyendo las aguas territoriales y la zona económica exclusiva. Sin
embargo, las condiciones económicas adversas de los últimos años
ocasionaron que un grupo de estas asignaciones resultaran económicamente
marginales.
Debido a que las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos
son estratégicas para la Nación, el 18 de agosto de 2017 la Secretaria de
Hacienda y Crédito Público (SHCP), publicó en el Diario Oficial de la
Federación (DOF), el Decreto por el que se otorgan beneficios fiscales a los
contribuyentes que se indican (Anexo 1), denominado en lo sucesivo por
cuestiones de ubicación administrativa como: Decreto de SHCP sobre
beneficio fiscal. Esta Política Pública tiene la finalidad de implementar
mecanismos para garantizar la continuidad de las actividades de extracción
de hidrocarburos.
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NOMBRE DE LA POLÍTICA PÚBLICA
Decreto de SHCP sobre beneficio fiscal
OBJETIVO DE LA POLÍTICA PÚBLICA
Aplicar y obtener los beneficios
establecidos en el Decreto por el que se
otorgan beneficios fiscales a los
contribuyentes que se indican, emitido
por el Ejecutivo Federal con el que otorga
un estímulo fiscal a los asignatarios,
respecto del porcentaje aplicable para
efectos del límite máximo de deducción
por concepto de costos, gastos e
inversiones, para determinar el derecho
por la utilidad compartida, referido en la
Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos
(LISH).
PERIODO DE VIGENCIA QUE SE
DOCUMENTA
Inicio: 18 de agosto de 2017.
Conclusión: 31 de diciembre de
2018.
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
La Secretaría de Hacienda y Crédito
Público, autorizó el estímulo fiscal para un
total de 25 asignaciones ubicadas en los
estados de Chiapas, Tabasco, Tamaulipas,
Veracruz, en las aguas territoriales y zona
económica exclusiva del Golfo de México.
Figura 1. Ubicación geográfica de las asignaciones autorizadas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), para aplicar el Decreto
Fuente: Pemex Exploración y Producción
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PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
El estímulo fiscal referido es aplicable a las asignaciones que, siendo rentables antes del
pago de contribuciones, necesitaban cierta flexibilidad de la carga fiscal para mantener esta
condición de rentabilidad después del pago de tales contribuciones, cumpliendo con lo que
se establece en el Decreto y previa autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público.
UNIDADES ADMINISTRATIVAS PARTICIPANTES
Dirección General de Petróleos Mexicanos.
Dirección General de Pemex Exploración y Producción.
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II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco
FUNDAMENTO LEGAL
Como parte de la Entrega‐Recepción Institucional y Rendición de Cuentas
2012‐2018 se publicó en el Diario Oficial de la Federación la normatividad
aplicable para Libros Blancos como parte de dicho proceso
Acuerdo publicado el 6 de julio de 2017 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.
Acuerdo publicado el 24 de julio de 2017 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
(Anexo 2).
Acuerdo publicado el 5 de diciembre de 2017 que reforma el diverso 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.
Manual Ejecutivo para la Entrega‐Recepción y Rendición de Cuentas 2012‐
2018, emitido por la Secretaría de la Función Pública en noviembre de
2017, que establece las recomendaciones que deben tener presentes
todas las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal,
la Procuraduría General de la República y las empresas productivas del
Estado para el cierre y la entrega de la Administración Pública Federal
2012‐2018.
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Acuerdo CA‐148/2017 del Consejo de Administración de Pemex sostenido en la Sesión
924 Extraordinaria celebrada el 13 de diciembre de 2017, donde se aprobó la
elaboración de los Libros Blancos que Pemex elaborará para el cierre de la
Administración 2012‐2018.
Acuerdo CA‐131/2018 del Consejo de Administración de Pemex sostenido en la Sesión
930 Extraordinaria celebrada el 30 de agosto de 2018, donde se actualizó la relación de
Libros Blancos y de Memorias Documentales de Pemex propuestas para el cierre de la
Administración 2012‐2018.
OBJETIVO DEL LIBRO BLANCO
Documentar la aplicación del Decreto de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, sobre
el otorgamiento del beneficio fiscal aplicable a las asignaciones validadas por dicha
Dependencia, así como el análisis económico de éstas; la identificación de los
requerimientos establecidos en el Decreto inicialmente citado; la metodología para la
selección de las asignaciones susceptibles de la obtención del estímulo fiscal; la solicitud
realizada; así como el beneficio fiscal obtenido.
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III. Antecedentes
En el marco de la Reforma Energética, durante la Ronda Cero1 en el año 2014,
la Secretaría de Energía otorgó a Petróleos Mexicanos (Pemex), asignaciones
en todo el territorio nacional incluyendo las aguas territoriales; estas
asignaciones circunscribieron: 108 de exploración, 286 de extracción, 95 de
resguardo y además, exploratorias otorgadas posteriormente a Ronda Cero.
Sin embargo, después de la publicación de la Reforma Energética las
condiciones económicas fueron desfavorables para la industria petrolera a
nivel internacional, afectando significativamente el desempeño económico
de las asignaciones.
La mezcla mexicana de exportación2 se cotizó en un promedio de 98.50
dólares por barril en 2013; en junio de 2014 alcanzó un máximo anual de
102.41 dólares por barril, descendiendo hasta 37.36 dólares por barril en
enero de 2015; es decir, en medio año perdió aproximadamente el 64% de
su valor y alcanzó un mínimo de 18.90 dólares por barril en enero de 2016.
1 Con la Reforma Energética, se incorporó una práctica internacional conocida como Ronda Cero, con el fin de dar a Pemex preferencia
sobre cualquier otra empresa en la definición de su cartera de proyectos. 2 La mezcla mexicana es un indicador económico de la canasta de crudos de exportación e incluye tres variedades de productos: Olmeca, Istmo y Maya; su precio se determina mediante fórmula, en la que el principal componente lo constituyen los crudos marcadores.
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Figura 2. Comportamiento histórico 2013‐2018 de la mezcla mexicana de exportación dólares por
barril
Fuente: Banco de México
La baja en los precios internacionales del
petróleo impactó de manera directa en
los ingresos por venta de hidrocarburos y
en la inversión; los efectos, se observan
en la rentabilidad de las asignaciones en el
mediano y largo plazo.
La industria petrolera y en específico las
actividades de exploración y extracción
son estratégicas para el país. El Estado ha
implementado acciones para evitar que el
entorno internacional adverso afecte la
economía nacional.
Entre estas acciones el 18 de agosto de
2017, se publicó en el Diario Oficial de la
Federación el Decreto por el que se
otorgan beneficios fiscales a los
contribuyentes que se indican, con la
finalidad de evitar una pérdida de
ingresos que afectaría a las Entidades
Federativas y Municipios y para garantizar
la continuidad de las actividades de
extracción de hidrocarburos.
0
20
40
60
80
100
120
01‐ene‐13 01‐ene‐14 01‐ene‐15 01‐ene‐16 01‐ene‐17 01‐ene‐18
Dólares
Periodo
Aprobación de la Reforma Energética
Diciembre 2013
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El citado Decreto busca otorgar un
estímulo fiscal a las asignaciones con valor
presente neto (VPN) positivo, antes del
pago de contribuciones y negativo
después de tal pago, incrementando el
porcentaje aplicable para efectos del
límite en el monto de deducción por
concepto de costos, gastos e inversiones y
en el cálculo del derecho por la utilidad
compartida a que se refiere el artículo 41,
fracciones I, II, III y V de la Ley de Ingresos
Sobre Hidrocarburos (LISH).
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IV. Marco normativo
NORMATIVIDAD VIGENTE
Constitución
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
Leyes y Reglamentos aplicables a Petróleos Mexicanos
Ley de Petróleos Mexicanos.
Ley de Hidrocarburos.
Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos.
Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
NORMATIVIDAD INTERNA APLICABLE A LA ORGANIZACIÓN OPERATIVA
DECRETO por el que se otorgan beneficios fiscales a los
contribuyentes que se indican. Secretaría de Hacienda y Crédito Público,
18 de agosto de 2017.
Reglas de carácter general para definir los métodos de ajuste del valor
de los hidrocarburos de los derechos sobre hidrocarburos, emitidos por
la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, 16 de febrero de 2015 (última
modificación 30 de noviembre de 2017).
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V. Vinculación de la política pública con el Plan Nacional de Desarrollo y programas sectoriales
VINCULACIÓN CON EL PLAN NACIONAL DE DESARROLLO (PND) 2013‐2018
Petróleos Mexicanos Pemex alinea su actividad con los objetivos del Plan
Nacional de Desarrollo 2013‐2018 (PND), a través de su plan de negocios en
el que se definen las estrategias basadas en la situación de la empresa y en
los cambios del entorno internacional, así como en el ámbito nacional.
En particular, Pemex Exploración y Producción, contribuye al siguiente
objetivo y estrategia:
Objetivo 4.6. Abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad
y eficiencia a lo largo de la cadena productiva.
Estrategia 4.6.1. Asegurar el abasto de petróleo crudo, gas natural y
petrolíferos que demanda el país, en las siguientes líneas de acción:
Promover la modificación del marco institucional para ampliar la
capacidad del Estado Mexicano en la exploración y producción de
hidrocarburos, incluidos los de yacimientos no convencionales como las
lutitas.
Fortalecer la capacidad de ejecución de Petróleos Mexicanos.
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Incrementar las reservas y tasas de
restitución de hidrocarburos.
Elevar el índice de recuperación y la
obtención de petróleo crudo y gas
natural.
Fortalecer el mercado de gas natural
mediante el incremento de la
producción y el robustecimiento en la
infraestructura de importación,
transporte y distribución, para
asegurar el abastecimiento de energía
en óptimas condiciones de seguridad,
calidad y precio.
Asimismo, se contempla la alineación de
las estrategias definidas transversalmente
en el Plan Nacional de Desarrollo (PND):
Democratizar la Productividad.
Gobierno Cercano y Moderno.
Perspectiva de Género.
VINCULACIÓN CON EL PROGRAMA SECTORIAL DE ENERGÍA 2013‐2018
Pemex Exploración y Producción (PEP),
participa en programas sectoriales tales
como el Programa Sectorial de Energía
(PROSENER) del periodo 2013‐2018,
coordinado por la Secretaría de Energía.
Como se mencionó en el apartado
anterior, Pemex Exploración y Producción,
contribuye con el Plan Nacional de
Desarrollo (PND), a través del objetivo 4.6
y a la estrategia 4.6.1. las cuales están
alineadas con el Programa Sectorial de
Energía (PROSENER), mediante el
Objetivo:
1: Optimizar la capacidad productiva y de
transformación de hidrocarburos,
asegurando procesos eficientes y
competitivos, y contempla las siguientes
estrategias:
1.1 Fortalecer a las empresas productivas
en materia de hidrocarburos.
1.2 Contar con un marco regulatorio y
normativo que propicie las mejores
prácticas e incentive la inversión.
1.3 Ampliar la cartera sustentable de
reservas petroleras.
1.4 Elevar la productividad en la
extracción de petróleo crudo y productos
asociados.
1.5 Incrementar la producción de gas
natural seco y húmedo.
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VI. Síntesis ejecutiva
El 18 de agosto de 2017 se publicó en el Diario Oficial de la Federación, el
Decreto por el que se otorgan beneficios fiscales a los contribuyentes que se
indican, incrementando el porcentaje aplicable para efectos del límite en el
monto de deducción por concepto de costos, gastos e inversiones, para la
determinación del Derecho de Utilidad Compartida (DUC), a que se refiere el
artículo 41, fracciones I, II, III y V de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos
(LISH), y sus pagos provisionales previstos en el artículo 42, fracción I, incisos
a), b), c) y e) de la propia Ley.
El Decreto por el que se otorgan beneficios fiscales a los contribuyentes que
se indican, establece una serie de requisitos que las asignaciones deben
cumplir para ser susceptibles de obtener el estímulo, entre los que se
encuentran:
Que su evaluación económica bajo la normatividad aplicable
considerando una tasa de descuento del 10%, debe ser rentable antes
de derechos e impuestos y no rentable, después de aplicar los derechos
e impuestos; debiendo tomar en consideración que el estímulo
establecido en el Decreto, se vuelva rentable después de derechos e
impuestos.
Que la producción del conjunto de asignaciones propuestas y/o
autorizadas no excedan 150 mil barriles diarios (Mbd) de crudo y 500 mil
millones de British Termal Unit diarios (MMMBTUd) de gas natural, en
promedio anual.
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Para obtener el estímulo fiscal, Pemex
Exploración y Producción debe presentar
ante la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público, durante el primer trimestre del
ejercicio fiscal que se trate, una solicitud
de validación, cumpliendo con los
requisitos previstos en el Decreto por el
que se otorgan beneficios fiscales a los
contribuyentes que se indican. Para el
ejercicio fiscal 2017, se aplicó el artículo
segundo transitorio que permitió solicitar
la validación de las áreas de asignación
durante los tres meses siguientes a la
entrada en vigor del Decreto citado en el
párrafo anterior. Por lo que el 11 de
octubre de 2017, Pemex Exploración y
Producción, presentó la solicitud para que
la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público, autorizara la aplicación del
estímulo fiscal a las 21 asignaciones
siguientes ubicadas en los Estados de
Chiapas, Tabasco, Tamaulipas y Veracruz,
así como en las aguas territoriales del
Golfo de México (Anexo 3).
A‐0018 ‐ Campo Apertura
A‐0029‐M ‐ Campo Artesa
A‐0042 ‐ Campo Batab
A‐0050‐M ‐ Campo Bricol
A‐0053‐M ‐ Campo Caan
A‐0078‐M ‐ Campo Chac
A‐0114‐M ‐ Campo Cunduacán
A‐0160‐M ‐ Campo Ixtal
A‐0161‐M ‐ Campo Ixtoc
A‐0174‐M ‐ Campo Kanaab
A‐0197 ‐ Campo Luna‐Palapa
A‐0232 ‐ Campo Narváez
A‐0237‐M ‐ Campo Nohoch
A‐0250‐M ‐ Campo Paché
A‐0264‐M ‐ Campo Pareto
A‐0296‐M ‐ Campo Samaria
A‐0308‐M ‐ Campo Sihil
A‐0322 ‐ Campo Takín
A‐0323‐M ‐ Campo Tamaulipas
Constituciones
A‐0372‐M ‐ Campo Yagual
AE‐0390‐M – Arenque
Finalmente, el 17 de octubre de 2017 la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público,
a través de la Unidad de Política de
Ingresos no Tributarios otorgó su
aprobación para incorporar al estímulo
fiscal las 21 asignaciones mencionadas,
obteniéndose un beneficio de 8,009
millones de pesos en 2017 (Anexo 4).
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Para el ejercicio fiscal de 2018, se analizó
la producción estimada de las 21
asignaciones que ya contaban con la
autorización del estímulo fiscal; por lo que
el 27 de marzo de 2018, se realizó la
solicitud de incorporación de 6 nuevas
asignaciones (Anexo 5).
Después de la revisión con la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público (SHCP), se
complementó la información y se
actualizaron las asignaciones propuestas
para cumplir con un nuevo requerimiento
de que la producción observada al mes de
mayo, que incluye las 21 asignaciones
aprobadas más las asignaciones
propuestas, no exceda el límite de 150
Mbd establecidos en el Decreto (Anexo 6).
Por lo anterior, el 28 de junio de 2018 la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
(SHCP), autorizó la inclusión de 4
asignaciones ubicadas en los Estados de
Chiapas, Tamaulipas, Veracruz y en las
aguas territoriales del Golfo de México;
con las cuales, se estima un beneficio
adicional para el ejercicio fiscal de 2018
de aproximadamente 900 millones de
pesos como sigue (Anexo 7):
A‐0023‐M ‐ Campo Arcos.
A‐0170 ‐ Campo Kab.
A‐0286‐M ‐ Campo Rancho Nuevo.
A‐0291 ‐ Campo Río Nuevo.
El seguimiento al Decreto se realiza
durante el primer trimestre de cada año,
analizando la factibilidad de la inclusión
de nuevas asignaciones, considerando la
producción real y estimada de las
asignaciones previamente autorizadas,
respecto del límite de producción
establecido y el cumplimiento de los
demás requisitos.
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VII. Acciones realizadas
La Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH) establece que los asignatarios
deben pagar anualmente el Derecho de Utilidad Compartida (DUC), el cual se
determina aplicando la tasa del 66.25% para 20183 del valor de los
hidrocarburos extraídos en el ejercicio fiscal menos las deducciones
autorizadas. El monto de las deducciones está sujeto a un límite máximo,
determinado en función de la región en la que se extrae el hidrocarburo; sin
embargo, el excedente no deducido podrá deducirse en ejercicios fiscales
posteriores.
El 18 de agosto de 2017 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el
Decreto, mediante el cual se estableció el estímulo fiscal respecto del
porcentaje aplicable al límite en el monto de deducción por concepto de
costos, gastos e inversiones, en la determinación del Derecho de Utilidad
Compartida, a que se refiere el artículo 41, fracciones I, II, III y V de la Ley de
Ingresos Sobre Hidrocarburos (LISH), en las áreas de asignación que
cumplieran con los requisitos expresados.
El Decreto amplía el límite máximo de deducción para las asignaciones
autorizadas. En la Tabla 1, se muestra el comparativo por región del límite
establecido en la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos y el estímulo fiscal
establecido en el Decreto.
3 67.50% para 2017 conforme al Artículo Segundo, fracción VIII del Decreto por el que se expide la Ley de Ingresos sobre
Hidrocarburos, se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos y de la Ley de Coordinación Fiscal y se expide la Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.
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Tabla 1. Límite máximo de deducción para el cálculo del Derecho de Utilidad Compartida, porcentaje del valor anual de los hidrocarburos
Ley de Ingresos Sobre
Hidrocarburos
Con Estímulo
Fiscal
Áreas terrestres 12.5 % o 8.30 USD/bpce4 40 %
Áreas marinas con tirante de agua
inferior a quinientos metros
12.5 % o 6.10 USD/bpce 35 %
Gas Natural No Asociado 80 % 85 %
Paleocanal de Chicontepec 60% 75 %
Fuentes: Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y Decreto (DOF 18 de agosto de 2017)
Para obtener el estímulo fiscal, Pemex Exploración y Producción debe presentar ante la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público, durante el primer trimestre del ejercicio fiscal que
se trate, una solicitud de validación cumpliendo con los requisitos previstos en el Decreto.
Para el ejercicio fiscal de 2017, se aplicó el Artículo Segundo Transitorio del Decreto que
permitió solicitar la validación de las áreas de asignación dentro de los tres meses siguientes a
la entrada en vigor del Decreto; es decir, el 19 de agosto de 2017.
Después de la publicación del Decreto, se analizó la información de las asignaciones y se
recabaron los requisitos para la presentación de la solicitud de validación ante la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público.
Para cada asignación debían considerarse los perfiles de producción anual de hidrocarburos,
los gastos de operación e inversiones asociados a las reservas de hidrocarburos certificadas al
momento de la solicitud; es decir, al 1 de enero de 2017 incluyendo también los costos, gastos
e inversiones asociados a la asignación hasta el punto de medición. Por lo anterior, en
colaboración con los Activos Integrales de Producción (AIP), quienes administran las
4 Valor que resulte máximo
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asignaciones se complementó la información asociada a la certificación de reservas con los
costos gastos e inversiones hasta el punto de medición, integrándose el escenario para el
análisis del Decreto.
Para determinar si una asignación era susceptible de obtener el estímulo fiscal, su evaluación
económica bajo la normatividad aplicable, considerando una tasa de descuento del 10%, debe
ser rentable antes de contribuciones y no rentable después de aplicar tales contribuciones;
además que, al considerar el estímulo establecido en el Decreto, se vuelva rentable después
de contribuciones (Tabla 2).
Tabla 2. Evaluación económica de las asignaciones candidatas a obtener el beneficio fiscal
Valor Presente Neto
Antes de derechos e impuestos > 0
Después de derechos e impuestos sin estímulo fiscal < 0
Después de derechos e impuestos con estímulo fiscal > 0
Fuente: Decreto por el que se otorgan beneficios fiscales a los contribuyentes que se indican (Diario Oficial de la Federación 18 de agosto de 2017)
Únicamente 65 asignaciones cumplieron con el requisito de ser positivas antes de
contribuciones y negativas después de éstas. Al evaluar con las condiciones del Decreto 41 de
estas asignaciones mejoraron hasta volverse positivas después del pago de contribuciones.
Las 41 asignaciones tuvieron un estimado de producción para 2017 de 246 Mbd y 768
MMMBTUd, cifras que exceden los límites establecidos en el Decreto de 150 Mbd de crudo y
500 MMMBTUd de gas natural.
Por lo anterior, se realizó un análisis en conjunto con la Dirección General de Pemex, para
seleccionar las asignaciones que cumplieran con los citados límites de producción anual y que
maximizaran el beneficio que la empresa obtendría.
De esta manera, con la información técnico‐económica al momento de integrar la solicitud a
la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, se seleccionaron las 21 asignaciones siguientes:
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Ubicación:
Se localiza en la Cuenca Terciaria de Veracruz, aproximadamente a 55 kilómetros al
Sur de la Ciudad de Veracruz, en la Planicie Costera del Golfo de México.
Campo (s): Apertura
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 0 0 0
Gas, MMMpc 2.7 2.7 2.7
Total, MMbpce
0.4 0.4 0.4
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 0 0 0
Gas, MMpcd 3.3 2.6 1.5
Evaluación económica
Región: Campos de gas natural no asociado
Beneficio esperado en VPN5
6 MMpesos
5 El beneficio esperado se refiere a la diferencia del VPN evaluado con las condiciones establecidas en el Decreto menos sin aplicar dicho Decreto.
1 A‐0018 ‐ CAMPO APERTURA
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
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2 A‐0029‐M ‐ CAMPO ARTESA
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza en la parte norte del Estado de Chiapas, aproximadamente a 35 kilómetros
al Suroeste de la Cd. de Villahermosa, Tabasco, geológicamente está ubicado dentro
de la Plataforma Artesa‐Mundo Nuevo.
Campo (s): Artesa
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb
2.8 2.8 2.8
Gas, MMMpc
1.7 1.7 1.7
Total, MMbpce
3.2 3.2 3.2
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 4.1 2.2 1.0
Gas, MMpcd 3.3 1.0 0.4
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN
402
MMpesos
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3 A‐0042 ‐ CAMPO BATAB
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza sobre la Plataforma Continental del Golfo de México aproximadamente a
140 kilómetros al noreste de la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco.
Campo (s): Batab y Uchak
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 8.3 8.3 8.3
Gas, MMMpc 6.5 6.5 6.5
Total, MMbpce 8.9 8.9 8.9
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 1.2 1.7 3.8
Gas, MMpcd 0.8 1.1 2.9
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 1,030 MMpesos
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4 A‐0050‐M ‐ CAMPO BRICOL
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se encuentra en la provincia petrolera Sureste del Pilar Reforma‐Akal, dentro de la
cuenca de Comalcalco, geográficamente se ubica en el Estado de Tabasco a 12
kilómetros al suroeste del Municipio de Comalcalco.
Campo (s): Bricol
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 5.5 8.9 14.1
Gas, MMMpc 11.3 16.7 23.2
Total, MMbpce 8.2 12.9 19.7
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 4.7 3.3 2.3
Gas, MMpcd 9.5 6.7 4.7
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 1,323 MMpesos
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5 A‐0053‐M ‐ CAMPO CAAN
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se ubica frente a las costas de los estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente
a 135 kilómetros de la Terminal Marítima Dos Bocas, en el Municipio de Paraíso,
Tabasco, a 80 kilómetros de Ciudad del Carmen, Campeche.
Campo (s): Caan
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 5.7 5.7 5.7
Gas, MMMpc 23.4 23.4 23.4
Total, MMbpce 8.8 8.8 8.8
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 5.3 6.3 2.9
Gas, MMpcd 20.7 25.6 12.8
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 1,081 MMpesos
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6 A‐0078‐M ‐ CAMPO CHAC
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México a 80 kilómetros al Noroeste de
Ciudad del Carmen, Campeche.
Campo (s): Chac
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 6.8 6.8 12.5
Gas, MMMpc 3.0 3.0 4.1
Total, MMbpce 7.5 7.5 13.5
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 7.2 4.7 2.9
Gas, MMpcd 3.1 2.1 1.3
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 879 MMpesos
P á g i n a | 2 6
7 A‐0114‐M ‐ CAMPO CUNDUACÁN
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se ubica aproximadamente a 17 kilómetros al noroeste de la Ciudad de Villahermosa,
Tabasco, en la parte central de la Cuenca Mesozoica de Chiapas‐Tabasco.
Campo (s): Cunduacán
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 50.6 50.6 50.6
Gas, MMMpc 165.1 165.1 165.1
Total, MMbpce 91.1 91.1 91.1
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 1.8 1.4 1.1
Gas, MMpcd 10.8 9.0 7.6
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 1,059 MMpesos
P á g i n a | 2 7
8 A‐0160‐M ‐ CAMPO IXTAL
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza aproximadamente a 90 kilómetros al NW de Ciudad del Carmen, Campeche
y a 145 kilómetros al NE del Puerto de Dos Bocas, en el Municipio de Paraíso, Tabasco.
Campo (s): Ixtal
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 35.5 43. 5 51.6
Gas, MMMpc 49.3 51.9 53.0
Total, MMbpce 42.0 50.3 58.6
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 18.6 15.2 15.6
Gas, MMpcd 22.6 20.0 22.4
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 6,140 MMpesos
P á g i n a | 2 8
9 A‐0161‐M ‐ CAMPO IXTOC
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México a 80 kilómetros al Noroeste de
Ciudad del Carmen, Campeche.
Campo (s): Ixtoc
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 15.9 15.9 15.9
Gas, MMMpc 10.7 10.7 10.7
Total, MMbpce 19.1 19.1 19.1
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 15.2 10.0 7.0
Gas, MMpcd 10.3 6.8 4.7
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 2,428 MMpesos
P á g i n a | 2 9
10 A‐0174‐M ‐ CAMPO KANAAB
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza en el Golfo de México a 149 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen,
Campeche.
Campo (s): Kanaab
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 8.1 8.1 8.7
Gas, MMMpc 7.6 7.6 27.1
Total, MMbpce 8.9 8.9 11.7
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 5.1 4.1 3.8
Gas, MMpcd 4.9 3.9 3.5
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 1,187 MMpesos
P á g i n a | 3 0
11 A‐0197 ‐ CAMPO LUNA‐PALAPA
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza a 16 kilómetros al SW del Puerto de Frontera en el Municipio de Centla,
Tabasco.
Campo (s): Luna‐Palapa
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 1.2 1.2 1.2
Gas, MMMpc 7.3 7.3 7.3
Total, MMbpce 2.9 2.9 2.9
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 1.3 0.7 0.5
Gas, MMpcd 7.7 4.3 2.8
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 215 MMpesos
P á g i n a | 3 1
12 A‐0232 ‐ CAMPO NARVÁEZ
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se ubica aproximadamente a 69 kilómetros de Ciudad Pemex, Tabasco y al N 30° 07’
W de la ciudad de Palizada, Campeche.
Campo (s): Narváez
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 0 0 0
Gas, MMMpc 11.2 11.2 11.2
Total, MMbpce 2.1 2.1 2.1
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 0 0 0
Gas, MMpcd 11.8 7.7 4.9
Evaluación económica
Región: Campos de gas natural no asociado
Beneficio esperado en VPN 23 MMpesos
P á g i n a | 3 2
13 A‐0237‐M ‐ CAMPO NOHOCH
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México a 80 kilómetros al Noroeste de
Ciudad del Carmen, Campeche.
Campo (s): Nohoch
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 13.0 13.0 13.0
Gas, MMMpc 5.0 5.0 5.0
Total, MMbpce 14.4 14.4 14.4
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 5.8 5.3 4.7
Gas, MMpcd 2.3 2.0 1.8
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 1,534 MMpesos
P á g i n a | 3 3
14 A‐0250‐M ‐ CAMPO PACHÉ
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza aproximadamente a 6.6 kilómetros al Noroeste de la Ciudad de Cunduacán,
en el Municipio de Cárdenas, Tabasco.
Campo (s): Paché
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 2.3 6.9 6.9
Gas, MMMpc 3.4 12.5 12.5
Total, MMbpce 3.1 9.9 9.9
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 1.2 1.0 0.8
Gas, MMpcd 1.8 1.5 1.2
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 918 MMpesos
P á g i n a | 3 4
15 A‐0264‐M ‐ CAMPO PARETO
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se ubica aproximadamente a 18 kilómetros al Noroeste de la Ciudad de Comalcalco,
Tabasco.
Campo (s): Pareto
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 2.5 2.5 7.5
Gas, MMMpc 8.6 8.6 21.1
Total, MMbpce 4.6 4.6 12.5
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 0.7 0.5 0.6
Gas, MMpcd 3.7 3.1 2.6
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 402 MMpesos
P á g i n a | 3 5
16 A‐0296‐M ‐ CAMPO SAMARIA
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se ubica aproximadamente a 20 kilómetros al noroeste de la Ciudad de Villahermosa,
Tabasco.
Campo (s): Samaria
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 88.4 107.4 123.4
Gas, MMMpc 64.5 69.1 71.3
Total, MMbpce 104.2 124.3 140.8
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 31.3 28.8 24.4
Gas, MMpcd 18.3 16.1 14.4
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 11,905 MMpesos
P á g i n a | 3 6
17 A‐0308‐M ‐ CAMPO SIHIL
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localizan en aguas territoriales del Golfo de México a 80 kilómetros al Noroeste de
Ciudad del Carmen, Campeche.
Campo (s): Sihil
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 45.2 72.8 83.8
Gas, MMMpc 18.8 34.7 42.8
Total, MMbpce 51.9 85.2 99.0
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 19.6 13.3 8.9
Gas, MMpcd 8.8 5.9 3.9
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 7,811 MMpesos
P á g i n a | 3 7
18 A‐0322 ‐ CAMPO TAKÍN
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México a 75 kilómetros al noroeste de
Ciudad del Carmen, Campeche.
Campo (s): Takín
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 12.0 12.0 12.0
Gas, MMMpc 1.6 1.6 1.6
Total, MMbpce 12.3 12.3 12.3
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 10.8 8.6 6.8
Gas, MMpcd 1.4 1.1 0.9
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 1,393 MMpesos
P á g i n a | 3 8
19 A‐0323‐M ‐ CAMPO TAMAULIPAS CONSTITUCIONES
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se ubica aproximadamente a 25 kilómetros al Norte de la Ciudad de Tampico, en el
municipio de Altamira, Tamaulipas; geológicamente pertenece a la Cuenca Tampico‐
Misantla.
Campo (s): Tamaulipas‐Constituciones
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 51.6 79.7 99.4
Gas, MMMpc 58.2 79.8 95.1
Total, MMbpce 63.3 95.8 118.6
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 10.9 12.7 14.1
Gas, MMpcd 16.2 16.1 16.2
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 7,539 MMpesos
P á g i n a | 3 9
20 A‐0372‐M ‐ CAMPO YAGUAL
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos.
Ubicación:
Se ubica en el estado de Tabasco a 20 kilómetros al Suroeste de la Ciudad de
Comalcalco y al Norte de la Ciudad de Cárdenas.
Campo (s): Yagual
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 5.5 6.1 6.1
Gas, MMMpc 18.2 18.8 18.8
Total, MMbpce 9.9 10.7 10.7
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 1.9 1.3 1.0
Gas, MMpcd 7.6 5.6 4.3
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 817 MMpesos
P á g i n a | 4 0
21 AE‐0390‐M ‐ ARENQUE
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción
de hidrocarburos, posteriormente el 13 de enero de 2016 se otorgó autorización para
adicionalmente realizar actividades de exploración.
Ubicación:
Se ubica en la plataforma continental en aguas territoriales del Golfo de México, a 30
kilómetros de la ciudad de Tampico, Tamaulipas.
Campo (s): Arenque
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P 3P
Aceite, MMb 33.9 40.4 40.4
Gas, MMMpc 82.1 87.8 87.8
Total, MMbpce 50.1 57.8 57.8
Producción esperada
2017 2018 2019
Aceite, Mbd 3.3 4.3 8.1
Gas, MMpcd 19.5 17.3 21.7
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 4,535 MMpesos
Fuente: Pemex Exploración y Producción
P á g i n a | 4 1
Con las 21 asignaciones seleccionadas se
estimó para 2017 una producción promedio
anual de crudo de 149.9 Mbd y 188.4
MMpcd de gas natural; por otra parte, el
VPN, después de contribuciones cambió de
26,789 a 25,811 millones de pesos
considerando el estímulo fiscal,
esperándose un beneficio de 7,868 millones
de pesos para el ejercicio de 2017 en caso de
obtenerse la aprobación de la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público.
Una vez realizada la selección de las
asignaciones, se integraron los requisitos
indicados en el Decreto:
1. Por asignación:
Volúmenes originales y las reservas
remanentes certificadas 1P y 2P, 1 de
enero de 2017.
Perfiles de producción observados y
esperados asociados a la reserva
certificada.
Gastos de operación, inversiones y
perforación de pozos asociados a la
reserva certificada; así como los costos,
gastos e inversiones asociados a la
asignación hasta el punto de medición.
2. Documentación que demostraba que el
asignatario se encontraba al corriente
con la presentación de los registros
contables e información de las áreas de
asignación ante el Fondo Mexicano del
Petróleo para el Desarrollo y la
autorización de las autoridades fiscales.
3. Documento que comprobó que fueron
reconocidos los puntos de medición del
asignatario conforme a las disposiciones
emitidas por la Comisión Nacional de
Hidrocarburos.
4. Evidencia de que el volumen de
hidrocarburos en el ejercicio fiscal de
2017 no excedía los umbrales
establecidos en el Decreto.
5. Evaluación económica.
La solicitud para que la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público, validara la
aplicación del estímulo fiscal a las 21
asignaciones seleccionadas fue entregada el
11 de octubre de 2017.
Por su parte, la Unidad de Política de
Ingresos no Tributarios de la Subsecretaría
de Ingresos de la Secretaría de Hacienda y
Crédito Público, realizó el análisis de la
información proporcionada en la solicitud
P á g i n a | 4 2
de validación, incluso se reprodujo la
evaluación económica para garantizar el
cumplimiento de los requisitos del Decreto.
Finalmente, el 17 de octubre de 2017 la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
(SHCP), a través de la Unidad de Política de
Ingresos no Tributarios otorgó su
aprobación para incorporar al estímulo fiscal
las 21 asignaciones mencionadas, a las
cuales se les llamó asignaciones de
eficiencia.
A partir de la autorización la Gerencia Fiscal
Central de la Dirección Corporativa de
Finanzas de Pemex, realizó las acciones
conducentes para la aplicación del estímulo
autorizado.
De acuerdo con lo previsto en el Decreto,
durante el primer trimestre del ejercicio
2018 se analizó la proyección de producción
de aceite y gas de las 21 asignaciones
autorizadas para tener el beneficio fiscal,
con el objetivo de determinar si el límite de
producción establecido permitiría la
incorporación de nuevas asignaciones.
Figura 3. Producción estimada de aceite y gas de las 21 asignaciones autorizadas para tener el
beneficio fiscal, asignaciones de Eficiencia
Fuente: Pemex Exploración y Producción
Como puede observarse la producción
estimada de gas, para 2018 era 50% menor
que el límite establecido en el Decreto, 500
MMMBTUd; por lo que el análisis se enfocó
en la producción de aceite. Por lo anterior,
se concluyó que para el ejercicio fiscal de
2018 pudieron incorporarse una o más
asignaciones al Decreto con una producción
de hasta 25 Mbd.
150
125 110
0
50
100
150
2017 2018 2019
Aceite, M
bd
21 Asignaciones Límite
188
160136
0
50
100
150
200
2017 2018 2019
Gas, M
Mpcd
21 Asignaciones
P á g i n a | 4 3
Tabla 3. Límite de producción para adicionar asignaciones al Decreto para el ejercicio fiscal 2018
Límite establecido en el Decreto 150 Mbd
Producción estimada en 2018, 21
asignaciones de eficiencia
125 Mbd
Diferencia 25 Mbd
Fuente: Pemex Exploración y Producción
Dado que las reservas de hidrocarburos se
reportan como cantidades estáticas
anualmente, al momento del análisis para
seleccionar las asignaciones candidatas al
Decreto en 2018, las reservas certificadas
correspondieron a las reportadas al 1 de
enero de 2017; únicamente, fue necesaria la
actualización de la evaluación económica.
En este escenario, 20 asignaciones cumplían
con el requisito de tener VPN positivo antes
de derechos e impuestos, negativo después
de derechos e impuestos y volverse positivo
con las condiciones fiscales establecidas en
el Decreto. De estás, 2 resultaron inviables
ya que una excedió los 25 Mbd para alcanzar
el límite de producción y la otra, comenzará
su producción hasta el año 2021.
De las 18 asignaciones posibles, se
seleccionaron 6 que maximizaron el
estímulo fiscal para Pemex Exploración y
Producción. El 27 de marzo de 2018, se
presentó la solicitud de incorporación al
Decreto de estas 6 asignaciones a la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
Durante las reuniones de revisión entre
Pemex Exploración y Producción y la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público, se
solicitó incorporar al análisis de las 21
asignaciones la producción real y la
proyección del programa operativo para
2017 y 2018.
Tabla 4. Promedio anual de producción de aceite y gas de las 21 asignaciones de eficiencia
Aceite (Mbd)
Gas (MMpcd)
2017 2018 2017 2018
Estimado 150 125 188 160
Real, mayo de 2018 y Programa Operativo
154 134 242 212
Fuente: Pemex Exploración y Producción
P á g i n a | 4 4
El 26 de junio de 2018 se solicitó a la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
(SHCP), la actualización de las asignaciones
propuestas con el objetivo de cumplir con el
nuevo requerimiento que indica que la
producción observada al mes de mayo de las
21 asignaciones aprobadas más las
asignaciones propuestas, no debe exceder el
límite de 150 Mbd establecido en el Decreto.
La propuesta actualizada consta de 4
asignaciones de las cuales 2, estaban
contempladas en los 6 originales y con las
que se estima un beneficio adicional para el
ejercicio fiscal 2018 de aproximadamente
900 millones de pesos.
P á g i n a | 4 5
1 A‐0023‐M ‐ CAMPO ARCOS
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción de hidrocarburos.
Ubicación:
Se ubica aproximadamente a 110 kilómetros al Noreste de la Ciudad de Reynosa,
Tamaulipas.
Campo (s): Arcos
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P
Aceite, MMb 0 0
Gas, MMMpc 25 49
Total, MMbpce 3 6
Producción esperada
2018 2019
Aceite, Mbd 0 0
Gas, MMpcd 21 3
Evaluación económica
Región: Campos de gas natural no asociado
Beneficio esperado en VPN 42 MMpesos
Beneficio esperado 2018 5 MMpesos
P á g i n a | 4 6
2 A‐0170 ‐ CAMPO KAB
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción de
hidrocarburos.
Ubicación:
Se encuentra ubicado a aproximadamente 63 kilómetros al noreste de Paraíso,
Tabasco.
Campo (s): Kab
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P
Aceite, MMb 37 53
Gas, MMMpc 54 77
Total, MMbpce 48 68
Producción esperada
2018 2019
Aceite, Mbd 14.6 20.0
Gas, MMpcd 20.7 28.9
Evaluación económica
Región: Áreas marítimas someras
Beneficio esperado en VPN 7,025 MMpesos
Beneficio esperado 2018 835 MMpesos
P á g i n a | 4 7
3 A‐0286‐M ‐ CAMPO RANCHO NUEVO
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción de
hidrocarburos.
Ubicación:
Se ubica aproximadamente a 55 kilómetros al Noreste de la Ciudad de Cerro Azul, en el
Municipio de Tamalín, Veracruz.
Campo (s): Rancho Nuevo
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P
Aceite, MMb 2 7
Gas, MMMpc 1 3
Total, MMbpce 2 7
Producción esperada
2018 2019
Aceite, Mbd 0.4 0.7
Gas, MMpcd 0.2 0.3
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 599 MMpesos
Beneficio esperado 2018 30 MMpesos
P á g i n a | 4 8
El 28 de junio de 2018, la SHCP otorgó su aprobación para incorporar las 4 asignaciones
descritas al estímulo fiscal establecido bajo el Decreto, en adición a las 21 autorizadas en el
año 2017.
4 A‐0291 ‐ CAMPO RÍO NUEVO
Asignación otorgada el 13 de agosto de 2014 para realizar actividades de extracción de
hidrocarburos.
Ubicación:
Se encuentra ubicado en la denominada área Mesozoica Chiapas‐Tabasco, cuyos límites
están dados por las Cuencas Macuspana y Salina del Istmo al Oriente y Occidente
respectivamente; al Sur por la Sierra de Chiapas y al Norte por la costa del Golfo.
Campo (s): Río Nuevo
Reserva remanente al 01 de enero de 2017
1P 2P
Aceite, MMb 0.8 0.8
Gas, MMMpc 2.3 2.3
Total, MMbpce 1.4 1.4
Producción esperada
2018 2019
Aceite, Mbd 0.5 0.4
Gas, MMpcd 1.1 1.1
Evaluación económica
Región: Áreas terrestres
Beneficio esperado en VPN 97 MMpesos
Beneficio esperado 2018 30 MMpesos
P á g i n a | 4 9
VIII. Seguimiento y control
El seguimiento a las asignaciones validadas para contar con el estímulo fiscal
establecido en el Decreto se realiza anualmente, ya que derivado de la
natural declinación de la producción de los campos petroleros que integran
dichas asignaciones se espera que con el tiempo la producción sea menor al
límite establecido, permitiendo la incorporación de nuevas asignaciones.
En esta revisión anual se comparará la producción real versus la estimada
para el ejercicio fiscal en las asignaciones que cuenten ya con el estímulo, en
los límites de 150 Mbd de crudo y 500 MMMBTUd de gas natural
establecidos en el Decreto. En caso de que exista una diferencia que permita
la incorporación de asignaciones, se analizarán el resto para encontrar
aquellas que cumplan con los requisitos necesarios y poder enviar la solicitud
de validación a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), durante
el primer trimestre del año.
En virtud de que las reservas se certifican anualmente a través del dictamen
de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en mayo de cada año, la
reserva certificada vigente en el primer trimestre corresponde a la del año
inmediato anterior. De tal manera que, en la siguiente revisión para el
ejercicio fiscal de 2019, se tomarán las reservas al 1 de enero de 2018 como
parámetro.
P á g i n a | 5 0
Tabla 5. Reservas certificadas vigentes durante el primer trimestre del ejercicio fiscal
Ejercicio Fiscal Reservas Certificadas Vigentes
2019 Al 01 de enero de 2018
2020 Al 01 de enero de 2019
Fuente: Pemex Exploración y Producción
Es importante destacar que, desde la publicación del Decreto en 2017, no se han practicado
auditorías en la ejecución de la gestión administrativa del estímulo fiscal establecido bajo el
Decreto.
P á g i n a | 5 1
IX. Resultados y beneficios alcanzados e impactos identificados
Anualmente con la actualización de la cartera de proyectos de inversión se
analiza la factibilidad económica de las asignaciones petroleras. Ante entornos
negativos como los presentados en el pasado reciente para la industria, existen
asignaciones que resultan inviables en el corto plazo y su diferimiento implicaría
la disminución de la producción nacional de hidrocarburos.
Las entidades del gobierno federal en este ámbito debemos participar
activamente en la definición de acciones y políticas que permitan continuar con
la explotación rentable de los hidrocarburos.
En el caso del Decreto la reducción de la carga fiscal de las asignaciones
autorizadas las vuelve viables en términos de negocio, con lo que se puede
mantener la producción y realizar las inversiones que permitan el mejor
aprovechamiento de los recursos.
A partir de la autorización por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público, de incorporar el estímulo fiscal a 21 asignaciones, la Gerencia Fiscal
Central de la Dirección Corporativa de Finanzas realizó su aplicación a partir del
Ejercicio Fiscal de 2017; obteniéndose los impactos identificados, ya que el pago
del derecho de utilidad compartida Derecho de Utilidad Compartida (DUC) fue
8,009 millones de pesos menor al que se hubiera tenido que efectuar sin el
estímulo fiscal.
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Las diferencias entre los montos estimados y reales dependen principalmente de la producción
real, ya que se relaciona directamente con la base gravable del Derecho de Utilidad
Compartida (DUC); es decir, el valor de los hidrocarburos extraídos durante el periodo y el
monto máximo de deducción, porcentaje del mismo valor de los hidrocarburos extraídos.
Por otra parte, la Dirección Corporativa de Finanzas atendiendo a su función de suministrar los
recursos financieros que requiera Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas
Subsidiarias, en función de la capacidad financiera, es la responsable de que el beneficio
económico obtenido de la aplicación del Decreto se refleje en la Pemex Exploración y para el
ejercicio fiscal de 2018, se tiene el estímulo sobre las 25 asignaciones validadas por la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), como se muestra a continuación.
A‐0018 ‐ Campo Apértura
A‐0029‐M ‐ Campo Artesa
A‐0042 ‐ Campo Batab
A‐0050‐M ‐ Campo Bricol
A‐0053‐M ‐ Campo Caan
A‐0078‐M ‐ Campo Chac
A‐0114‐M ‐ Campo Cunduacán
A‐0160‐M ‐ Campo Ixtal
A‐0161‐M ‐ Campo Ixtoc
A‐0174‐M ‐ Campo Kanaab
A‐0197 ‐ Campo Luna‐Palapa
A‐0232 ‐ Campo Narváez
A‐0237‐M ‐ Campo Nohoch
A‐0264‐M ‐ Campo Pareto
A‐0296‐M ‐ Campo Samaria
A‐0308‐M ‐ Campo Sihil
A‐0322 ‐ Campo Takín
A‐0250‐M ‐ Campo Paché
A‐0323‐M ‐ Campo Tamaulipas
Constituciones
A‐0372‐M ‐ Campo Yagual
AE‐0390‐M ‐ Arenque
A‐0023‐M ‐ Campo Arcos
A‐0170 ‐ Campo Kab
A‐0286‐M ‐ Campo Rancho Nuevo
A‐0291 ‐ Campo Río Nuevo
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Para los subsecuentes años, el estímulo fiscal seguirá aplicándose a las 25 asignaciones citadas
y a aquellas que obtengan la validación de la SHCP a solicitud de PEMEX Exploración y
Producción, de acuerdo con las reglas establecidas en el Decreto. Dicha solicitud deberá
entregarse en el primer trimestre de cada año. No se omite destacar, que durante la ejecución
administrativa derivada del Decreto iniciada en el año 2017 y el correspondiente al 2018 no se
han realizado evaluaciones externas.
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X. Resumen ejecutivo del informe final del servidor público responsable de la ejecución de la política pública
Conforme a lo establecido en el Manual Ejecutivo para la Entrega‐Recepción y
Rendición de Cuentas 2012‐2018 del 29 de noviembre de 2017, apartado VI,
numeral 1, inciso j (Anexo 8) este apartado resulta no aplicable debido a que la
presente política pública no ha concluido al término del periodo que se reporta.
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XI. Anexos Anexo 1 DECRETO por el que se otorgan beneficios fiscales a los
contribuyentes que se indican. Secretaría de Hacienda y Crédito
Público, 18 de agosto de 2017.
Anexo 2 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.
Anexo 3 Oficio PEP‐DG‐SAPEP‐411‐2017, 11 de octubre de 2017, con el que
se solicita a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público autorizar la
aplicación del estímulo fiscal a 21 asignaciones.
Anexo 4 Oficio No. 349‐B‐1281, 17 de octubre de 2017, con el que la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público autorizó la aplicación del
estímulo fiscal a 21 asignaciones.
Anexo 5 Oficio PEP‐DG‐SAPEP‐160‐2018, 23 de marzo de 2018, con el que se
solicita a la Secretaría Hacienda y Crédito Público autorizar la
aplicación del estímulo fiscal a 6 Asignaciones adicionales a partir
del Ejercicio Fiscal 2018.
Anexo 6 Oficio PEP‐DG‐SAPEP‐319‐2018, 26 de junio de 2018, con el que se
actualiza ante la Secretaría Hacienda y Crédito Público, la propuesta
de asignaciones en la solicitud de autorización de la aplicación del
estímulo fiscal.
Anexo 7 Oficio No. 349‐B‐481, 28 de junio de 2018, con el que la Secretaría
de Hacienda y Crédito Público autorizó la aplicación del estímulo
fiscal a 4 asignaciones adicionales.
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Anexo 8 Manual Ejecutivo para la Entrega‐Recepción y Rendición de Cuentas 2012‐2018, 29
de noviembre de 2017.
NOMENCLATURA
MMb Millones de barriles
MMMpc Miles de millones de pies cúbicos
Bpce Barriles de petróleo crudo equivalente
MMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Mbd Miles de barriles diarios
MMpcd Millones de pies cúbicos diarios
MMpesos Millones de pesos
MMMBTUd Miles de millones de BTU diarios
BTU British Termal Unit
VPN Valor Presente Neto