Lineamientos Extracción Comercial: MIR Estimación de costos de regulación/Contraprestaciones y Beneficios Subsecretaría de Hidrocarburos Dirección General.

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1 Lineamientos Extracción Comercial: MIR Estimación de costos de regulación/Contraprestaciones y Beneficios Subsecretaría de Hidrocarburos Dirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos Diciembre 9, 2018

2 Contenido Introducción Premisas de estimaciones
Estimación de costos de regulación Estimación de beneficios Conclusiones

3 Introducción El artículo 100 de la Ley de Hidrocarburos establece la "contraprestación“, los términos y las condiciones para el uso, goce a afectación de los terrenos, bienes o derechos para realizar las actividades de exploración y extracción serán negociados y acordados entre los propietarios o titulares de los terrenos, bienes o derechos, ejidatarios o comuneros (Propietarios) y los Asignatarios o Contratistas. De conformidad con el artículo 101, fracción VI de la Ley de Hidrocarburos, la “contraprestación” deberá cubrir, según sea el caso: i) el pago de las afectaciones, ii) la renta por concepto de ocupación, servidumbre o uso de la tierra y iii) tratándose de proyectos que alcancen la extracción comercial, un porcentaje de los ingresos de que correspondan al asignatario y/o contratista. Dicho artículo establece que para esta última contraprestación, la SENER emitirá metodologías, parámetros y lineamientos. Es por ello, que la SENER elaboró unos Lineamientos que tienen por objeto establecer el procedimiento para determinar la Contraprestación por Extracción Comercial que el Asignatario o Contratista entregará a los Propietarios cuando sus proyectos alcancen la extracción comercial de hidrocarburos.

4 1. Premisas de estimaciones
Para el análisis de costo regulatorio se considera: 7 acciones administrativas que generan un costo para los Asignatarios o Contratistas cuando sus proyectos alcancen la extracción comercial (artículos 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 16 y 17). Estimaciones de costos administrativos en el año 1 de inicio de actividades comerciales. La cantidad de años productivos por bloque será 25 años. La cantidad de bloques en producción actualmente son 15. Se considera el universo de bloques productores de aceite y gas, así como gas no asociado, conforme a la asistencia técnica proporcionada por la CNH, como parte de algunos componentes para los estimadores identificados.

5 1. Premisas de estimaciones
Para el análisis de beneficios de contraprestaciones a propietarios de tierras y beneficios al estado se considera: 575 bloques que incluyen 277 asignaciones y 298 contratos que corresponden a la cantidad de áreas promedio con éxito comercial esperado en la actividad extractiva. Se consideran perfiles de producción “tipo” por tipo de recurso (Aceite y Gas/ Gas no Asociado). Los valores de gastos operativos y de capital son perfiles de CAPEX/OPEX “tipo” (Aceite y Gas/ Gas no Asociado). La cantidad de años productivos por bloque será 25 años. Los pronósticos de precios de referencia para el cálculo de ingresos incluyen el tipo de régimen fiscal. El costo de producción promedio está basado en valores reportados por PEMEX en 2017. La tasa de regalía es un valor promedio del comportamiento de los procesos licitatorios a la fecha para contratos.

6 2. Estimación de costos de regulación
Ver archivo en Excel “Anexo I_Estimación de costos regulados_COFEMER_ xls”

7 3. Estimación de beneficios
Ver archivo en Excel “Anexo II_Estimacion Beneficios-COFEMER-Asignaciones y Contratos xls”

8 Beneficios Propietarios
4. conclusiones Los resultados de la estimación de costos de aplicación de la regulación por los Asignatarios y Contratistas versus los beneficios a los Propietarios de terrenos y Estado se resumen a continuación para todos los bloques terrestres considerados: Costos (MMD) Pesos Costos (MMD) USD* Beneficios Propietarios (MMUSD) Beneficios Estado $ 16,964,732.00 $ 899,508.59 $ 12,727,602,713.08 $ 157,995,677,404.48 * Tipo de cambio 1 USD= pesos mexicanos, BANXICO (Feb/2018)