ACUERDO por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de las Reglas de carácter general para definir los métodos de ajuste del valor de los hidrocarburos de los derechos sobre hidrocarburos.
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
ACUERDO 127/2017
ACUERDO POR EL QUE SE
REFORMAN Y ADICIONAN DIVERSAS DISPOSICIONES
DE LAS REGLAS DE CARÁCTER GENERAL PARA DEFINIR LOS MÉTODOS DE AJUSTE DEL
VALOR DE LOS HIDROCARBUROS DE LOS DERECHOS SOBRE HIDROCARBUROS
JOSÉ ANTONIO GONZÁLEZ ANAYA, Secretario de Hacienda y Crédito Público, con fundamento en los artículos 48 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, 1 del Reglamento de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y 6o., fracción XXXIV del Reglamento Interior de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, y
CONSIDERANDO
Que de conformidad con el séptimo párrafo del artículo 27 Constitucional; así como el artículo Sexto Transitorio del “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía”, publicado el 20 de diciembre de 2013 en el Diario Oficial de la Federación; la Ley de Hidrocarburos, y la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, el Ejecutivo Federal puede otorgar asignaciones exclusivamente a empresas productivas del Estado, concediéndoles el derecho a realizar actividades de exploración y extracción de hidrocarburos;
Que conforme al Título Tercero de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos el Estado Mexicano percibirá ingresos por las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos llevadas a cabo al amparo de las asignaciones;
Que el artículo 48 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, faculta a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público para expedir las reglas de carácter general que definan los métodos de ajuste del valor de los hidrocarburos correspondientes;
Que el 16 de febrero de 2015, se publicó en el Diario Oficial de la Federación, el Acuerdo por el que se expiden las Reglas de carácter general para definir los métodos de ajuste del valor de los hidrocarburos de los derechos sobre hidrocarburos, mismo que fue modificado mediante los Acuerdos 08/2015 y 10/2016, publicados en el Diario Oficial de la Federación el 6 de julio de 2015 y 12 de febrero de 2016, respectivamente, cuya finalidad es establecer el método de ajuste del valor de los Hidrocarburos extraídos para determinar los derechos por la utilidad compartida y de extracción de hidrocarburos establecidos en los artículos 39 y 44 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, y
Que de la revisión del proceso de aplicación del método de ajuste del valor de los Hidrocarburos extraídos se observa la necesidad de precisar y establecer el alcance de algunos aspectos del referido proceso, en cuanto a la forma de cálculo y de ajuste del valor de los hidrocarburos extraídos que se utilizarán para determinar los derechos señalados en los artículos 39 y 44 de Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, he tenido a bien expedir el siguiente
ACUERDO
Artículo Único. Se REFORMAN los numerales 2, primer párrafo; Capítulo II, primer párrafo; Sección I, en su encabezado; 3; 4; 5; 6; Sección II, en su encabezado; 7; 8; 9; 10; 11; Capítulo III, primer párrafo; 12; 13; 14; 15; 16; 17; 18; 19; 20; 21, primer párrafo; Capítulo V, en su encabezado, y 22, en su encabezado, primer párrafo, inciso e), y se ADICIONAN los numerales 8 Bis; 11 Bis; 17 Bis y 22, con un segundo y tercer párrafos del Acuerdo por el que se expiden las Reglas de carácter general para definir los métodos de ajuste del valor de los hidrocarburos de los derechos sobre hidrocarburos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 16 de febrero de 2015, y sus modificaciones posteriores, para quedar como sigue:
“2. De la clasificación del tipo de Petróleo.
Para efectos del artículo 48, fracciones II y V de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, se clasificará el Petróleo tomando en cuenta los grados API y contenido de azufre del Petróleo crudo de acuerdo con la siguiente tabla:
…
CAPÍTULO II.
Determinación
de precios y del valor de los hidrocarburos para el cálculo del derecho por la
utilidad compartida.
El Asignatario deberá pagar de forma anual el derecho por la utilidad compartida (DUC), de acuerdo a lo establecido en los artículos 39, 40 y 41 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, para ello deberá obtener el valor de los Hidrocarburos extraídos durante el ejercicio fiscal de que se trate.
…
Sección I.
Determinación del precio y valor del Petróleo.
3. De la clasificación del Petróleo.
Para efectos de lo
dispuesto en la presente Sección, se calcularán los ingresos y Barriles
provenientes de la exportación y comercialización dentro del país, por cada
tipo de Petróleo, en moneda nacional, en el periodo 
conforme a las siguientes
fórmulas:
Dónde:
|
|
= |
Precio promedio
ponderado del Barril de Petróleo tipo |
|
|
= |
Comprobante fiscal
digital por Internet de la enajenación de Petróleo tipo |
|
|
= |
Comprobante fiscal
digital por Internet de la comercialización del Petróleo tipo |
|
|
= |
Tipo de Petróleo
(Súper-ligero/Dulce; Súper-ligero/Semi-amargo; Súper-ligero/Amargo;
Ligero/Dulce; Ligero/Semi-amargo; Ligero/Amargo; Mediano/Dulce;
Mediano/Semi-amargo; Mediano/Amargo; Pesado/Dulce; Pesado/Semi-amargo;
Pesado/Amargo; Extra-pesado/Dulce; Extra-pesado/Semi-amargo, y
Extra-pesado/Amargo). |
|
|
= |
Periodo
comprendido desde el inicio del ejercicio y hasta el último día del mes al
que corresponda el pago. |
|
|
= |
Número total de
comprobantes fiscales digitales por Internet |
|
|
= |
Número total de
comprobantes fiscales digitales por Internet |
|
|
= |
Ingresos
acumulados en moneda nacional percibidos por la exportación del Petróleo tipo
|
|
|
= |
Volumen acumulado
de Barriles de Petróleo tipo |
|
|
= |
Ingresos
acumulados en moneda nacional percibidos por la comercialización del Petróleo
tipo |
|
|
= |
Volumen acumulado
de Barriles de Petróleo tipo |
|
|
= |
Volumen acumulado
de Barriles de Petróleo tipo |
4. De la determinación de los
precios por tipo de Petróleo.
Considerando que:
Y que:
|
Clasificación por grados API |
Fórmula aplicable |
|
|
Súper-ligero(a) |
39.0<API |
|
|
Ligero(b) |
31.1<API<39.0 |
|
|
Mediano(c) |
22.3<API<31.1 |
|
|
Pesado(d) |
10.0<API<22.3 |
|
|
Extra-pesado(e) |
API<10.0 |
|
La Secretaría publicará en su página de Internet la actualización de las fórmulas previstas en la tabla anterior para reflejar los ajustes estructurales en el mercado de los Hidrocarburos, para lo cual se considerarán los rangos de los valores publicados en el “Reporte Anual por el que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público establece los rangos de valores de los términos económicos que considerará incluir en las bases de licitación de los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos” para el ejercicio fiscal correspondiente (Reporte Anual de la SHCP), previsto en el artículo 5 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
Dónde:
|
|
= |
Precio promedio ponderado del Barril de Petróleo tipo |
|
|
= |
Precio promedio ponderado del Barril de Petróleo tipo |
|
|
= |
Precio del Barril de Petróleo tipo |
|
|
= |
Tipo de cambio de la moneda nacional por dólar de los Estados Unidos
de América (MXN/USD) promedio del periodo |
|
|
= |
Precio promedio del crudo marcador Light Louisiana Sweet (LLS)
equivalente a la suma de los precios publicados en el período |
|
|
= |
Precio promedio del crudo marcador Brent equivalente a la suma de los
precios publicados en el período |
|
|
= |
Promedio ponderado del porcentaje de contenido de azufre del Petróleo
tipo |
En caso de operaciones con partes relacionadas los precios del Barril del Petróleo obtenidos de los comprobantes fiscales digitales por Internet deberán corresponder a los precios de mercado, es decir, aquéllos que se hubieran utilizado con o entre partes independientes en operaciones comparables, aplicando para ello el método de precio comparable no controlado conforme al artículo 180, fracción I, de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya. En caso contrario, las autoridades fiscales podrán ajustar dichos precios, considerando aquéllos que hubieran utilizado partes independientes en operaciones comparables conforme al método indicado de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 51 y 53 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, y 179 y 180 de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya.
5. De la determinación del
volumen extraído por tipo de Petróleo.
Dónde:
|
|
|
Asignación, con |
|
|
|
Volumen de
Barriles de Petróleo tipo |
6. De la determinación del valor acumulado del Petróleo extraído.
La determinación del valor del Petróleo extraído en cada periodo 
, conforme a esta Sección, se hará
exclusivamente para el cálculo de la determinación del pago anual y pagos
provisionales mensuales del derecho por la utilidad compartida a que se
refieren los artículos 39 y 42, respectivamente, de la Ley de Ingresos sobre
Hidrocarburos. Para efecto de lo dispuesto en el artículo 48, fracción II de la
ley antes señalada, el valor del Petróleo se deberá obtener de acuerdo a lo
siguiente:
Dónde:
|
|
= |
Valor del Petróleo
tipo |
|
|
|
Ingresos
adicionales derivados de los ajustes por la calidad del Petróleo enajenado,
correspondientes a todos los comprobantes fiscales digitales por Internet del
periodo |
|
|
|
Devoluciones,
descuentos y bonificaciones derivados de los ajustes por la calidad del
Petróleo enajenado, correspondientes a todos los comprobantes fiscales
digitales por Internet del periodo |
|
|
|
Volumen de
Barriles de Petróleo acumulado extraído en todas las Asignaciones en el
periodo |
Sólo se podrán disminuir las devoluciones, descuentos y bonificaciones o aumentar los ingresos adicionales derivados de la enajenación del Petróleo cuando las mismas provengan de ajustes a la calidad de los Hidrocarburos.
II. Valor del Petróleo por
Asignación 
Se calculará sumando el valor
del Petróleo acumulado de los diferentes tipos de Petróleo ahí extraídos.
Dónde:
|
|
= |
Valor del Petróleo
acumulado extraído por Asignación |
Sección II.
Determinación del precio y valor de los componentes del Gas Natural.
7. De la determinación del precio de los
componentes del Gas Natural.
Considerando que:
Dónde:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Periodo
comprendido desde el inicio del ejercicio, hasta el último día del mes al que
corresponda el pago. |
|
|
|
|
Dónde:
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
En operaciones con partes relacionadas, los precios de Gas Natural por MMBTU así determinados deberán corresponder a los precios y montos de contraprestaciones que se hubieran utilizado con o entre partes independientes en operaciones comparables, incluyendo el detalle para los precios y montos correspondientes a cada uno de los componentes del Gas Natural extraído (metano, etano, propano y butanos), aplicando para ello el método de precio comparable no controlado conforme al artículo 180, fracción I, de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya. En caso contrario, las autoridades fiscales podrán ajustar dichos precios, considerando aquéllos que hubieran utilizado partes independientes en operaciones comparables conforme al método indicado de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 51 y 53 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, y 179 y 180 de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya.
En los casos en que el Ejecutivo Federal establezca el precio de productos conformados por la mezcla de uno o más de los componentes del Gas Natural, se deberán considerar dichos precios y las proporciones de cada componente que integra el producto para determinar la base gravable.
8. De la determinación del
valor de los componentes del Gas Natural extraído.
Para fines de determinar el volumen extraído del Gas Natural que estará
sujeto al pago del derecho por la utilidad compartida, se considerará el
volumen del Gas Natural por cada uno de sus componentes 
que se obtengan de la extracción
o del procesamiento industrial de cada Asignación 
de conformidad con las
disposiciones administrativas relativas a la medición que establezca la
Comisión Nacional de Hidrocarburos, para lo cual el Asignatario deberá contar
con los instrumentos de medida, continuos o en línea, necesarios para la
determinación de la densidad, contenido de agua, así como su composición en los
Puntos de Medición, tal y como se establece en el artículo 31 de los
Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH) o la
disposición que lo sustituya, y conforme a lo establecido en el dictamen
técnico que emita la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Una vez determinada la composición de la mezcla de Gas Natural extraída
mensualmente en cada Asignación 
especificando el porcentaje
molar de cada componente, se procederá a calcular el volumen de cada uno de los
componentes 
del Gas Natural de dicho mes y
se acumulará al periodo 
que se declara.
Para obtener el volumen acumulado de cada uno de los componentes : metano, etano, propano y butanos del Gas Natural extraído, el
Asignatario deberá:
I. Llevar los registros
diarios del volumen de Gas Natural extraído por pozo de cada Asignación 
por MMBTU y pies cúbicos 
II. Sumar los volúmenes diarios de cada pozo al Punto de Medición,
en términos de lo dispuesto en los LTMMH, comprendidos en el mes calendario
correspondiente, que se encuentren en la Asignación 
. Dicho volumen se tendrá que separar por componente de conformidad con el resultado
obtenido del análisis cromatográfico realizado para determinar su composición
de acuerdo al dictamen técnico correspondiente y a lo establecido en los LTMMH,
y se acumulará al periodo 
que se declara.
III. Sumar los volúmenes por componente de cada Asignación 
que pertenezcan a la misma región.
El Asignatario medirá para fines del volumen de Gas Natural extraído la
Relación Gas-Aceite (RGA), el contenido de azufre y los MMBTU. Expresará el
volumen extraído por pozo en pies cúbicos 
, del periodo de que se trate, con su equivalencia en MMBTU; la
medición del volumen de Gas Natural extraído se realizará a boca de todos y
cada uno de los pozos, así como en los Puntos de Medición de cada Asignación
que señale la Comisión Nacional de Hidrocarburos y conforme a las disposiciones
administrativas de carácter general que emita para ello.
Para determinar el valor del Gas Natural se deberá obtener, para cada uno de los componentes del Gas Natural lo siguiente:
I. La conversión diaria del
volumen extraído de cada pozo, registrado en pies cúbicos , a su equivalente en MMBTU.
Sólo se podrán disminuir las devoluciones, descuentos y bonificaciones o aumentar los ingresos adicionales derivados de la enajenación del Gas Natural de los comprobantes fiscales digitales por Internet cuando las mismas provengan de ajustes a la calidad de los Hidrocarburos.
IV. El valor de cada
componente del Gas Natural por región: Se calculará
sumando el valor acumulado de cada componente del Gas Natural de cada
Asignación 
que pertenezca a la misma región, conforme al
numeral 22 de las presentes reglas.
Asimismo, cuando la
mezcla de Gas Natural pase por el Punto de Medición, en términos de lo
dispuesto en los LTMMH, para cada Asignación 
y la cromatografía demuestre la
existencia de pentanos y componentes de Hidrocarburos más pesados en la mezcla
de Gas Natural (pentanos en adelante, 
se deberá identificar los MMBTU
que correspondan a cada uno de los componentes de los pentanos en adelante con la finalidad de que éstos
sean expresados como Barriles de Condensados equivalentes en la mezcla de Gas
Natural conforme a la metodología contenida en el Capítulo 14.5 del “Manual of Petroleum Measurement Standards”
del “American Petroleum Institute”
(API MPMS 14.5) y la GPA 2145-09:
|
|
= |
Contenido teórico
de Hidrocarburos líquidos del componente |
|
|
= |
Fracción molar del
componente |
|
|
= |
Volumen de gas
ideal expresado en pies cúbicos |
|
|
= |
Presión base
expresada en psia de acuerdo a lo establecido en el artículo 11 de los LTMMH. |
|
|
= |
|
|
|
= |
Factor de suma del
componente |
|
|
= |
Factor de
compresibilidad en el mes correspondiente. |
|
|
= |
Galones de
Hidrocarburo líquido equivalente por cada mil pies cúbicos |
A fin de expresar en Barriles de Condensados equivalentes el volumen resultante en galones de Hidrocarburos líquidos, conforme a las fórmulas señaladas, se deberán aplicar las siguientes fórmulas:
Dónde:
|
|
= |
Barriles de
Condensados equivalentes del componente |
|
|
= |
Miles de pies
cúbicos |
|
|
= |
42 galones. |
|
|
= |
Barriles de
Condensados equivalentes extraídos en la Asignación |
|
|
= |
Barriles de
Condensados equivalentes extraídos en la Asignación |
Los Barriles de Condensados equivalentes en la mezcla de Gas Natural
determinados de esta manera, deberán considerarse en el cálculo del valor de
Condensados por Asignación 
determinado conforme al numeral
10 de las presentes reglas, con el fin de determinar el volumen total de
Condensados producidos por Asignación .
Para fines del artículo 48, fracción III de la Ley de Ingresos sobre
Hidrocarburos se considerarán las unidades térmicas (MMBTU) por componente conforme a este numeral
como el volumen para determinar el valor del Gas Natural.
8 Bis. Comprobantes fiscales
de los ingresos por la enajenación de Gas Natural.
Para los efectos del artículo 48, fracción VI de la Ley de Ingresos
sobre Hidrocarburos, los comprobantes fiscales digitales por Internet 
que expida el Asignatario por la
enajenación de Gas Natural, deberán identificar en cada comprobante el importe
de la factura, el volumen de la mezcla de Gas Natural (pies cúbicos y contenido
calórico en BTU), el o los precios unitarios correspondientes, así como la
fracción molar de los componentes en la mezcla de Gas Natural vendida de
conformidad con el análisis cromatográfico obtenido para determinar su
composición.
Sección III. …
9. De la determinación del
precio de los Condensados.
La determinación del
precio promedio ponderado del Barril de los Condensados en el periodo 
que corresponda se calculará, en
moneda nacional, de acuerdo a la siguiente fórmula:
Considerando que:
Dónde:
|
|
= |
Precio promedio
ponderado acumulado del Barril de los Condensados en el período |
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
Volumen acumulado
de Barriles de Condensados enajenados en el periodo |
|
|
= |
|
|
|
= |
Periodo
comprendido desde el inicio del ejercicio y hasta el último día del mes al
que corresponda el pago. |
Para efectos de la determinación del precio promedio ponderado del Barril de los Condensados, no se considerarán los comprobantes fiscales digitales por Internet de los ingresos adicionales derivados de los ajustes a la enajenación de los Condensados que le dio origen, ni de las devoluciones, descuentos y bonificaciones que se realicen posteriormente a la enajenación de los Condensados.
En caso de operaciones con partes relacionadas, los precios del Barril de los Condensados obtenidos de los comprobantes fiscales digitales por Internet deberán corresponder a los precios de mercado, es decir, aquéllos que se hubieran utilizado con o entre partes independientes en operaciones comparables, aplicando para ello el método de precio comparable no controlado conforme al artículo 180, fracción I, de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya. En caso contrario, las autoridades fiscales podrán ajustar dichos precios, considerando aquéllos que hubieran utilizado partes independientes en operaciones comparables conforme al método indicado de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 51 y 53 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, y 179 y 180 de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya.
En el caso de que el
precio promedio ponderado del Barril de los Condensados 
determinado conforme a lo
establecido en el primer párrafo del presente numeral, sea inferior al que
resulte de aplicar la siguiente fórmula, se utilizará esta última:
Dónde:
|
|
= |
Precio del Barril de los
Condensados del periodo |
|
|
= |
Precio promedio del crudo
marcador Brent equivalente a la suma de los precios publicados en
el período |
|
|
= |
Tipo de cambio de la
moneda nacional por dólar de los Estados Unidos de América (MXN/USD) promedio
del periodo |
|
|
= |
Periodo comprendido desde
el inicio del ejercicio, hasta el último día del mes al que corresponda el
pago. |
La Secretaría publicará en su página de Internet la actualización de la fórmula anterior, para reflejar los ajustes estructurales en el mercado de los Hidrocarburos, para lo cual se considerarán los rangos de los valores publicados en el Reporte Anual de la SHCP.
10. De la determinación del valor de los Condensados.
La determinación del valor de los Condensados, conforme a esta Sección, se hará exclusivamente para el cálculo de la determinación del pago anual y pagos provisionales mensuales del derecho por la utilidad compartida, a que se refieren los artículos 39 y 42, respectivamente, de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. Para efecto de lo dispuesto en el artículo 48, fracción IV de la ley antes señalada, se deberán sumar los valores acumulados de los Condensados obtenidos de conformidad con el presente numeral.
Para obtener el volumen acumulado extraído de Condensados el Asignatario deberá:
I. Llevar los registros
diarios del volumen extraído por pozo.
II. Sumar los volúmenes
diarios de cada pozo, comprendidos desde el primer día del ejercicio hasta el
último día del mes que corresponda, que se encuentren en la Asignación 
:
a) Barriles de Condensados extraídos en la Asignación 
El Asignatario determinará para fines del volumen de los Condensados
extraídos, la medición de los grados API, y el contenido de azufre, dicho
volumen se expresará en Barriles; la medición del volumen de Condensados
extraído se realizará a boca de todos y cada uno de los pozos y en los Puntos
de Medición de cada Asignación 
que señale la Comisión Nacional
de Hidrocarburos y conforme a las disposiciones administrativas de carácter
general que dé a conocer para ello.
III. Sumar los volúmenes de cada Asignación que pertenezcan a la misma región.
Para determinar el valor de los Condensados se deberá obtener lo siguiente:
a) Se multiplicará el volumen acumulado de los Condensados extraídos por el precio obtenido de acuerdo a la metodología del primer párrafo del numeral 9 de las presentes reglas, como se muestra a continuación:
c) Se sumará el valor de los Condensados extraídos calculados de conformidad con el inciso a) de la presente fracción, y el valor de los Condensados
equivalentes calculados de conformidad con el inciso b) de la presente
fracción, como se muestra a continuación:
Tal que 
Sólo se podrán disminuir las devoluciones, descuentos y bonificaciones o aumentar los ingresos adicionales derivados de la enajenación de los Condensados cuando las mismas provengan de ajustes a la calidad de los Hidrocarburos.
III. El valor de los
Condensados por región: Se obtendrá de la suma del valor acumulado de los
Condensados de cada Asignación que pertenezca a la misma región conforme al
numeral 22 de las
presentes reglas.
Sección IV. …
11. De los criterios de ajuste
del valor de los Hidrocarburos.
Se considerará como valor de los Hidrocarburos a la suma del valor de Petróleo, Gas Natural y Condensados que resulte de aplicar lo dispuesto en los numerales 6, 8, 10 y 11 de las presentes reglas.
Para la determinación del valor de los Hidrocarburos, el Asignatario deberá aplicar únicamente el monto del valor de las devoluciones, descuentos y bonificaciones, así como los ingresos adicionales derivados de los ajustes por la calidad de los Hidrocarburos enajenados del periodo (t), dichos ajustes se considerarán a partir del mes en que se presenten, siempre que correspondan al ejercicio fiscal que se esté declarando y por tipo de Hidrocarburo, como se señala a continuación:
I. Petróleo: El monto del ajuste se deberá
aplicar de acuerdo al numeral 6 de las presentes reglas, de manera tal que el
valor por tipo de Petróleo extraído en la Asignación 
no podrá ser menor a cero.
II. Gas Natural: El monto del ajuste se deberá
aplicar de acuerdo al numeral 8 de las presentes reglas, de manera tal que el
valor de cada componente del Gas Natural por Asignación no podrá ser menor
a cero.
III. Condensados: El monto del ajuste se deberá
aplicar de acuerdo al numeral 10 de las presentes reglas, de manera tal que el
valor de los Condensados por Asignación no podrá ser menor a cero.
El Asignatario no podrá duplicar las devoluciones, descuentos y bonificaciones que se realicen posteriormente a la enajenación de los Hidrocarburos o ingresos adicionales derivado de los ajustes a las enajenaciones del Petróleo, Gas Natural y Condensados que ya hayan sido aplicados en la determinación del valor de cada uno de los Hidrocarburos antes señalados.
Cuando tales devoluciones, descuentos y bonificaciones se deriven por actos de negligencia, conducta fraudulenta, dolosa o mala fe por parte del Asignatario, éstos no serán admisibles para su aplicación en el valor de los Hidrocarburos.
En el caso de la determinación anual del valor de los Hidrocarburos, el Asignatario deberá considerar las devoluciones, descuentos y bonificaciones, así como los ingresos adicionales antes señalados que correspondan a los comprobantes fiscales digitales por Internet de enajenaciones del ejercicio fiscal respectivo.
11 Bis. Del tipo de cambio aplicable para determinar el monto máximo de deducciones.
Para efectos de determinar el monto máximo de la deducción por concepto de los costos, gastos e inversiones deducibles a que se refieren los artículos 41, fracciones I y II, y 42, fracción I, incisos a) y b), de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, se utilizará como tipo de cambio para convertir las cantidades en dólares de los Estados Unidos de América a que se refieren los citados artículos, el promedio del tipo de cambio de la moneda nacional por dólar de los Estados Unidos de América (MXN/USD), considerando para los efectos de este numeral los tipos de cambio para solventar obligaciones denominadas en moneda extranjera pagaderas en la República Mexicana publicados por el Banco de México en el Diario Oficial de la Federación, en el periodo (t), entre el número total de observaciones en dicho periodo (t).
CAPÍTULO
III.
Determinación de precios y del valor de los hidrocarburos para el
cálculo del derecho de extracción de hidrocarburos.
Para efectos de lo dispuesto por el artículo 44 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, el Asignatario deberá obtener el valor de los Hidrocarburos extraídos durante el mes al que corresponda el cálculo, para el pago del derecho de extracción de hidrocarburos (DEXT).
Sección I. Determinación del precio y valor del Petróleo
12. De la clasificación del
Petróleo.
Para efectos de lo
dispuesto en la presente Sección, se calcularán los ingresos y Barriles
provenientes de la exportación y comercialización dentro del país, por cada
tipo de Petróleo, en moneda nacional, en el periodo 
, conforme a las siguientes fórmulas:
Dónde:
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
Tipo de Petróleo
(Súper-ligero Dulce, Súper-ligero Semi-amargo, Súper-ligero Amargo, Ligero
Dulce, Ligero Semi-amargo, Ligero Amargo, Mediano Dulce, Mediano Semi-amargo,
Mediano Amargo, Pesado Dulce, Pesado Semi-amargo, Pesado Amargo, Extra-pesado
Dulce, Extra-pesado Semi-amargo y Extra-pesado Amargo). |
|
|
= |
Periodo
comprendido desde el primer día, hasta el último día del mes al que
corresponda el pago. |
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
13. De la determinación de los
precios por tipo de Petróleo.
Considerando que:
Y que:
La Secretaría publicará en su página de Internet la actualización de las fórmulas previstas en la tabla anterior, para reflejar los ajustes estructurales en el mercado de los Hidrocarburos, para lo cual se considerarán los rangos de los valores publicados en el Reporte Anual de la SHCP.
Dónde:
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
En caso de operaciones con partes relacionadas, los precios del Barril del Petróleo obtenidos de los comprobantes fiscales digitales por Internet deberán corresponder a los precios de mercado, es decir, aquéllos que se hubieran utilizado con o entre partes independientes en operaciones comparables, aplicando para ello el método de precio comparable no controlado conforme al artículo 180, fracción I, de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya. En caso contrario, las autoridades fiscales podrán ajustar dichos precios, considerando aquéllos que hubieran utilizado partes independientes en operaciones comparables conforme al método indicado de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 51 y 53 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, y 179 y 180 de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya.
Adicionalmente, el
Asignatario deberá obtener para cada tipo de Petróleo 
el promedio ponderado de grados
API y el promedio ponderado de contenido de azufre respecto al volumen conforme
los registros de los comprobantes fiscales digitales por Internet expedidos en
el periodo de que se trate.
Para la determinación
de la tasa aplicable del derecho de extracción de hidrocarburos al valor del
Petróleo tipo , el precio resultante conforme a la metodología establecida en el
presente numeral, deberá dividirse entre el tipo de cambio indicado en este
numeral, a efecto de compararlo con los límites señalados en el artículo 44,
fracción I de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
14. De la determinación del
volumen extraído por tipo de Petróleo.
Dónde:
|
|
|
Asignación, con |
|
|
|
Volumen de
Barriles de Petróleo tipo |
15. De la determinación del valor del Petróleo extraído
La determinación del valor del Petróleo extraído en cada periodo 
, conforme a esta Sección, se hará exclusivamente para el cálculo de la
determinación de los pagos mensuales definitivos del derecho que señala el
artículo 44 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. Para efecto de lo
dispuesto en el artículo 48 de la Ley antes señalada el valor del Petróleo se deberá
obtener de acuerdo a lo siguiente:
Tal que 
Dónde:
|
|
= |
|
|
|
|
Ingresos
adicionales derivados de los ajustes por la calidad del Petróleo enajenado,
correspondientes a todos los comprobantes fiscales digitales por Internet del
periodo |
|
|
|
Devoluciones,
descuentos y bonificaciones derivados de los ajustes por la calidad del
Petróleo enajenado, correspondientes a todos los comprobantes fiscales
digitales por Internet del periodo |
|
|
|
Volumen de
Barriles de Petróleo extraído en todas las Asignaciones en el periodo’ |
Sólo se podrán disminuir las devoluciones, descuentos y bonificaciones o aumentar los ingresos adicionales derivados de la enajenación del Petróleo cuando las mismas provengan de ajustes a la calidad de los Hidrocarburos.
II. Valor del Petróleo por Asignación 
Se calculará sumando el valor de
los diferentes tipos de Petróleo ahí extraídos.
Dónde:
|
|
= |
Valor del Petróleo
extraído por Asignación |
III. Valor del Petróleo por región: Se calculará
sumando el valor del Petróleo de cada Asignación 
que pertenezca a la misma
región, conforme al numeral 22 de las presentes reglas.
Sección II. Determinación del precio y valor de los componentes del Gas Natural.
16. De la determinación del
precio de los componentes del Gas Natural.
Para la determinación
de la tasa a la que se refiere la fracción II del artículo 44 de la Ley de
Ingresos sobre Hidrocarburos, se utilizará el precio promedio ponderado mensual
del componente 
del Gas Natural para el periodo 
que corresponda, determinado
conforme al presente numeral.
La determinación del
precio promedio ponderado mensual del componente del Gas Natural para el periodo que corresponda, se calculará en
moneda nacional por MMBTU, de acuerdo a la siguiente fórmula:
Considerando que:
Dónde:
Y para el cálculo del
precio promedio ponderado de los butanos 
del Gas Natural por MMBTU en el
periodo 
se considerará la suma de los
volúmenes enajenados del isobutano y del n-butano del Gas Natural, expresados
en MMBTU en el periodo de acuerdo con la siguiente
fórmula:
Dónde:
Para efectos de la determinación del precio promedio ponderado del
componente 
del Gas Natural para el periodo 
que corresponda, no se
considerarán los comprobantes fiscales digitales por Internet de los ingresos
adicionales derivados de los ajustes a la enajenación del Gas Natural que le
dio origen, ni de las devoluciones, descuentos y bonificaciones que se realicen
posteriormente a la enajenación del Gas Natural.
En operaciones con partes relacionadas, los precios del Gas Natural por MMBTU así determinados deberán corresponder a los precios y montos de contraprestaciones que se hubieran utilizado con o entre partes independientes en operaciones comparables, incluyendo el detalle para los precios y montos correspondientes a cada uno de los componentes del Gas Natural extraído (metano, etano, propano y butanos) que componen al Gas Natural, aplicando para ello el método de precio comparable no controlado conforme al artículo 180, fracción I, de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que lo sustituya. En caso contrario, las autoridades fiscales podrán ajustar dichos precios, considerando aquéllos que hubieran utilizado partes independientes en operaciones comparables conforme al método indicado de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 51 y 53 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, y 179 y 180 de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya.
En los casos en que el Ejecutivo Federal establezca el precio de productos conformados por la mezcla de uno o más de los componentes del Gas Natural, se deberán considerar dichos precios y las proporciones de cada componente que integra el producto para determinar la base gravable.
Para la determinación de la tasa aplicable del derecho de extracción de hidrocarburos al valor de los componentes del Gas Natural, los precios resultantes conforme a la metodología establecida en el presente numeral, deberán dividirse entre el tipo de cambio indicado en el numeral 13 de las presentes reglas, para fines de compararlos con los límites señalados en el artículo 44, fracción II de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
17. De la determinación del valor de los componentes del Gas Natural
extraído.
De acuerdo al artículo 48, fracción III de la Ley de Ingresos sobre de
Hidrocarburos, para determinar el valor del componente del Gas Natural, se deberá
multiplicar el volumen de cada uno de los componentes del Gas Natural extraído
(metano, etano, propano y butanos), expresado en MMBTU, incluyendo el volumen
de consumo, las mermas por derramas, quema o venteo que de este producto
efectúe el Asignatario en cada Asignación 
menos el Gas Natural reinyectado
al yacimiento de donde se extrajo originalmente, en el periodo por el precio, que para estos
fines, será el obtenido conforme al numeral 16 de las
presentes reglas.
Para fines de determinar el volumen extraído del Gas Natural que estará
sujeto al pago del derecho de extracción de hidrocarburos, se considerará el
volumen del Gas Natural por cada uno de sus componentes que se obtengan de la extracción
o del procesamiento industrial de cada Asignación de conformidad con las
disposiciones administrativas relativas a la medición que establezca la
Comisión Nacional de Hidrocarburos, para lo cual el Asignatario deberá contar
con los instrumentos de medida, continuos o en línea, necesarios para la determinación
de la densidad, contenido de agua, así como su composición en los Puntos de
Medición, tal y como se establece en el artículo 31 de los LTMMH o la
disposición que lo sustituya, y conforme a lo establecido en el dictamen
técnico que emita la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Una vez determinada la composición de la mezcla de Gas Natural extraída, especificando el porcentaje molar de cada componente, se procederá a calcular el volumen de los Hidrocarburos.
Para obtener el volumen de cada uno de los componentes : metano, etano, propano y butanos del Gas Natural extraído, el
Asignatario deberá:
I. Llevar los registros
diarios del volumen de Gas Natural extraído por pozo de cada Asignación 
por MMBTU y pies cúbicos 
.
II. Sumar los volúmenes diarios de cada pozo al Punto de Medición
en términos de lo dispuesto en los LTMMH, que se encuentren en la Asignación , para el mes que corresponda. Dicho volumen se tendrá que separar por componente de conformidad con el resultado obtenido
del análisis cromatográfico realizado para determinar su composición de acuerdo
al dictamen técnico correspondiente y a lo establecido en los LTMMH.
III. Sumar los volúmenes por componente de cada Asignación que pertenezcan a la
misma región.
El Asignatario medirá para fines del volumen de Gas Natural extraído la
Relación Gas-Aceite (RGA), el contenido de azufre y los MMBTU. Expresará el
volumen extraído por pozo en pies cúbicos , del periodo de que se trate, con su equivalencia en MMBTU; la
medición del volumen de Gas Natural extraído se realizará a boca de todos y
cada uno de los pozos, así como en los Puntos de Medición de cada Asignación que señale la Comisión Nacional
de Hidrocarburos y conforme a las disposiciones administrativas de carácter
general que emita para ello.
Para determinar el valor del Gas Natural se deberá obtener, para cada uno de los componentes del Gas Natural lo siguiente:
I. La conversión diaria del volumen extraído de cada pozo,
registrado en pies cúbicos , a su equivalente en MMBTU.
II. El volumen del Gas Natural extraído: Sumando el volumen de Gas
Natural por cada componente extraído equivalente en MMBTU de cada pozo que
pertenezca a la Asignación 
, comprendidos
desde el primer día hasta el último día del mes que corresponda.
III. El valor de cada componente del Gas Natural por Asignación 
Los volúmenes de cada componente del Gas
Natural de la fracción anterior deberán ser multiplicados por los precios
obtenidos de acuerdo a la metodología del numeral 16 de las presentes reglas.
Tal que 
Sólo se podrán disminuir las devoluciones, descuentos y bonificaciones o aumentar los ingresos adicionales derivados de la enajenación del Gas Natural de los comprobantes fiscales digitales por Internet cuando las mismas provengan de ajustes a la calidad de los Hidrocarburos.
IV. Valor de cada componente 
del Gas Natural por región: Se calculará
sumando el valor de cada componente del Gas Natural de cada Asignación 
que pertenezca a la misma región, conforme al numeral 22 de las
presentes reglas.
Asimismo, cuando la mezcla de Gas Natural pase por el Punto de Medición
en términos de lo
dispuesto en los LTMMH para cada Asignación y la cromatografía demuestre la
existencia de pentanos y componentes de Hidrocarburos más pesados en la mezcla
de Gas Natural (pentanos en adelante, 
se deberá identificar los MMBTU
que correspondan a cada uno de los componentes de los pentanos en adelante con la finalidad de que éstos
sean expresados como Barriles de Condensados equivalentes en la mezcla de Gas
Natural conforme a la metodología contenida en la API MPMS 14.5 y la GPA
2145-09:
A fin de expresar en Barriles de Condensados equivalentes el volumen resultante en galones de Hidrocarburos líquidos, conforme a las fórmulas señaladas, se deberán aplicar las siguientes fórmulas:
Dónde:
Los Barriles de
Condensados equivalentes en la mezcla de Gas Natural determinados de esta
manera, deberán considerarse en el cálculo del valor de Condensados por
Asignación determinado conforme al numeral
19 de las presentes reglas, con el fin de determinar el volumen total de
Condensados producidos por Asignación .
17 Bis. Comprobantes fiscales de los ingresos por la enajenación de Gas
Natural.
Para los efectos del
artículo 48, fracción VI de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, los
comprobantes fiscales digitales por Internet 
que expida el Asignatario por la
enajenación de Gas Natural, deberán identificar en cada comprobante el importe
de la factura, el volumen de la mezcla de Gas Natural (pies cúbicos y contenido
calórico en BTU), el o los precios unitarios correspondientes, así como la
fracción molar de cada uno de los componentes de la mezcla de Gas Natural
vendida de conformidad con el análisis cromatográfico obtenido para determinar
su composición.
Sección III. …
18. De la determinación del
precio de los Condensados.
La determinación del
precio promedio ponderado del Barril de los Condensados en el periodo que corresponda se calculará en
moneda nacional, de acuerdo a la siguiente fórmula:
Considerando que:
Dónde:
|
|
= |
Precio promedio
ponderado del Barril de los Condensados en el período |
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= |
Volumen de Barriles
de los Condensados enajenados en el periodo |
|
|
= |
|
|
|
= |
Periodo
comprendido desde el primer día, hasta el último día del mes al que
corresponda el pago. |
Para efectos de la determinación del precio promedio ponderado del
Barril de los Condensados
no se considerarán los
comprobantes fiscales digitales por Internet de los ingresos adicionales
derivados de los ajustes a la enajenación de los Condensados que le dio origen,
ni de las devoluciones, descuentos y bonificaciones que se realicen posteriormente
a la enajenación de los Condensados.
En caso de operaciones con partes relacionadas, los precios del Barril de los Condensados obtenidos de los comprobantes fiscales digitales por Internet deberán corresponder a los precios de mercado, es decir, aquéllos que se hubieran utilizado con o entre partes independientes en operaciones comparables, aplicando para ello el método de precio comparable no controlado conforme al artículo 180, fracción I, de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que lo sustituya. En caso contrario, las autoridades fiscales podrán ajustar dichos precios, considerando aquéllos que hubieran utilizado partes independientes en operaciones comparables conforme al método indicado de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 51 y 53 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, y 179 y 180 de la Ley del Impuesto sobre la Renta o la disposición que la sustituya.
En el caso de que el
precio promedio ponderado del Barril de los Condensados 
, determinado conforme a la metodología establecida en el primer
párrafo del presente numeral, sea inferior al que resulte de aplicar la
siguiente fórmula, se utilizará esta última:
Dónde:
|
|
= |
Precio del
Barril de los Condensados del periodo |
|
|
= |
Precio promedio
del crudo marcador Brent equivalente a la suma de los precios
publicados en el período |
|
|
= |
Tipo de cambio de
la moneda nacional por dólar de los Estados Unidos de América (MXN/USD)
promedio del periodo |
|
|
= |
Periodo
comprendido desde el primer día, hasta el último día del mes al que
corresponda el pago. |
La Secretaría publicará en su página de Internet la actualización de la fórmula anterior, para reflejar los ajustes estructurales en el mercado de los Hidrocarburos, para lo cual se considerarán los rangos de los valores publicados en el Reporte Anual de la SHCP.
Para la determinación de la tasa aplicable del derecho de extracción de
hidrocarburos al valor de los Condensados, el precio resultante conforme a la
metodología establecida en el presente numeral, deberá dividirse por 
) para fines de compararlo con los límites señalados en el artículo 44
fracción III de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
Asimismo, cuando la
mezcla de Gas Natural pase por el Punto de Medición, en términos de lo
dispuesto en los LTMMH, para cada Asignación y la cromatografía demuestre la
existencia de pentanos y componentes de Hidrocarburos más pesados en la mezcla
de Gas Natural (pentanos en adelante, 
, se deberá determinar el precio promedio ponderado de los Condensados
a partir de los MMBTU que correspondan a cada uno de los componentes de los
pentanos en adelante 
de la mezcla de Gas Natural,
como se muestra a continuación:
19. De la determinación del valor de los Condensados.
De acuerdo al artículo 48, fracción IV de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos para determinar el valor de los Condesados, se deberá multiplicar el volumen de Barriles de Condensados, incluyendo el volumen del consumo, las mermas por derramas o quema que de este efectúe el Asignatario, por el precio de los Condensados, que para estos fines, serán aquellos obtenidos de conformidad con los numerales 17 y 18 de las presentes reglas.
Para obtener el volumen extraído de Condensados el Asignatario deberá:
I. Llevar los registros diarios del volumen extraído por pozo.
II. Sumar los volúmenes diarios de cada pozo que se encuentren en
la Asignación 
, para el mes que corresponda,
conforme a lo siguiente:
a) Barriles de Condensados
extraídos en la Asignación 
El Asignatario determinará para fines del volumen de los Condensados
extraídos, la medición de los grados API, contenido de azufre, dicho volumen se
expresará en Barriles; la medición del volumen
de Condensados extraído se realizará a boca de todos y cada uno de los pozos y
en los Puntos de Medición de cada Asignación que señale la Comisión Nacional
de Hidrocarburos y conforme a las disposiciones administrativas de carácter
general que dé a conocer para ello.
III. Sumar los volúmenes de
cada Asignación que pertenezcan a la misma región.
Para determinar el valor de los Condensados se deberá obtener lo siguiente:
a) Se multiplicará el volumen de los Condensados extraídos por el precio obtenido de acuerdo a la metodología del primer párrafo del numeral 18 de las presentes reglas, como se muestra a continuación:
b) Se multiplicará el volumen de Barriles de Condensados
equivalentes por el precio obtenido de acuerdo a la metodología del último párrafo
del numeral 18 de las presentes reglas, en caso de que la mezcla de Gas Natural pase por el Punto de Medición, en términos de lo dispuesto en los LTMMH, para cada Asignación 
y la cromatografía demuestre la
existencia de pentanos y componentes de Hidrocarburos más pesados en la mezcla
de Gas Natural (pentanos en adelante, , acorde a
lo especificado en el numeral 17 de las presentes reglas, como se muestra a
continuación:
c) Se sumará el valor de los
Condensados extraídos calculados de conformidad con el inciso a) de la presente
fracción, y el valor de los Condensados equivalentes calculados de conformidad
con el inciso b) de
la presente fracción, como se muestra a continuación:
Tal que 
Sólo se podrán disminuir las devoluciones, descuentos y bonificaciones o aumentar los ingresos adicionales derivados de la enajenación de los Condenados cuando las mismas provengan de ajustes a la calidad de los Hidrocarburos.
III. El valor de los Condensados por región: Se obtendrá de la suma
del valor de los Condensados de cada Asignación que pertenezca a la misma
región conforme al numeral 22 de las presentes reglas.
Sección IV. …
20. De los criterios de ajuste del valor de los Hidrocarburos.
Se considerará como valor de los Hidrocarburos a la suma del valor de Petróleo, Gas Natural y Condensados que resulte de aplicar lo dispuesto en los numerales 15, 17 y 19 de las presentes reglas.
Para la determinación mensual del valor de los Hidrocarburos, el Asignatario deberá aplicar únicamente el monto del valor de las devoluciones, descuentos y bonificaciones, así como los ingresos adicionales derivados de los ajustes por la calidad de los Hidrocarburos enajenados del periodo (t), dichos ajustes se considerarán en los periodos que les dio origen y por tipo de Hidrocarburo, como se señala a continuación:
I. Petróleo: El monto del ajuste se deberá
aplicar de acuerdo al numeral 15 de las presentes reglas, de manera tal que el
valor por tipo de Petróleo extraído en la Asignación 
no podrá ser menor a cero.
II. Gas Natural: El monto del ajuste se deberá
aplicar acuerdo al numeral 17 de las presentes reglas, de manera tal que el
valor de cada componente del Gas Natural por Asignación no podrá ser menor a cero.
III. Condensados: El monto del ajuste se deberá aplicar
de acuerdo al numeral 19 de las presentes reglas, de manera tal que el valor de
los Condensados por Asignación no podrá ser menor a cero.
El Asignatario no podrá duplicar las devoluciones, descuentos y bonificaciones que se realicen posteriormente a la enajenación de los Hidrocarburos o los ingresos adicionales derivado de los ajustes a las enajenaciones del Petróleo, Gas Natural y Condensados, que ya hayan sido aplicados en la determinación del valor de cada uno de los Hidrocarburos antes señalados.
Cuando tales devoluciones, descuentos y bonificaciones se deriven por actos de negligencia, conducta fraudulenta, dolosa o mala fe por parte del Asignatario, éstos no serán admisibles para su aplicación en el valor de los Hidrocarburos.
21. …
Para la conversión del valor de los Hidrocarburos a moneda nacional se utilizará el tipo de cambio a que se haya adquirido la moneda extranjera de que se trate y no habiendo adquisición, se estará al tipo de cambio para solventar obligaciones denominadas en moneda extranjera pagaderas en la República Mexicana publicados por el Banco de México en el Diario Oficial de la Federación el día anterior a aquél en que se emitan los comprobantes fiscales por Internet hasta la diezmilésima cifra.
…
CAPITULO V. De las regiones
establecidas en las fracciones IX y X del artículo 48 de la Ley de Ingresos
sobre Hidrocarburos.
22. De la delimitación de las regiones.
…
a) a d)
e) Gas Natural no asociado: Región integrada por todas las Asignaciones exclusivamente de Gas Natural No Asociado que se encuentra en yacimientos que no contienen Petróleo a las condiciones de presión y temperatura originales, conforme a las proyecciones verticales de las formaciones y el tipo de Hidrocarburo distintas a las que se ubiquen en la región de Paleocanal de Chicontepec.
En el caso de que el Área de Asignación comprenda más de una región conforme a lo previsto en este numeral, se deberá considerar la región que ocupe más superficie en kilómetros cuadrados para efectos de determinar el monto de la deducción por concepto de los costos, gastos e inversiones deducibles de la Asignación correspondiente a dicha área conforme a lo señalado en las fracciones I a IV del artículo 40 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
El Asignatario deberá presentar al Servicio de Administración Tributaria a más tardar el último día hábil del mes de marzo la relación de Asignaciones vigentes en el ejercicio anterior por cada una de las regiones conforme a la delimitación prevista en el presente capítulo.”
TRANSITORIO
Único.- El presente Acuerdo entrará en vigor el día de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.
Ciudad
de México, a 27 de noviembre de 2017.- Con fundamento en
el artículo 105 del Reglamento Interior de la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público, en ausencia del C. Secretario de Hacienda y Crédito Público y del C. Subsecretario de Hacienda y Crédito Público, el Subsecretario de
Ingresos, Miguel Messmacher Linartas.- Rúbrica.