Nueva Reforma Fiscal 2020 para Controles Volumétricos de Hidrocarburos y Petrolíferos

RESUMEN: El sector energético nacional tiene nuevas reglas en cada punto fiscal donde se miden los hidrocarburos y/o petrolíferos, con la entrada en vigor de la nueva Resolución de la Miscelánea Fiscal 2020 (RFM) para los Controles Volumétricos de Hidrocarburos y Petrolíferos. Por lo anterior para los operadores petroleros, de gas natural, terminales, estaciones de servicio, permisionarios y en general todos los contribuyentes que emiten una factura (CFDI), conocer las nuevas obligaciones que esto con lleva será de primordial importancia y desde luego para evitar caer en supuestos fuera del nuevo marco de los hidrocarburos y/o petrolíferos que el SAT lidera.

PALABRAS CLAVES: Controles Volumétricos, Reforma Miscelánea Fiscal, SAT.

ANTECEDENTES

Conforme a la nueva Reforma a la Miscelánea Fiscal (RMF) del SAT, el 1 de junio de 2018 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación (DOF), reformas al Código Fiscal de la Federación (CFF) y Ley del Servicio de Administración Tributaria (LSAT), tienen como objetivo:

  • Combatir el mercado ilícito de combustibles e hidrocarburos.
  • Asegurar el correcto pago de contribuciones en su importación, producción y venta.
  • A través de las reformas se estableció la nueva Resolución Miscelánea Fiscal (RMF) para el 2020y sus anexos 30, 31 y 32; los cuales tiene por objeto principalmente:
  • Facultades para verificar el cumplimiento de las nuevas obligaciones con apoyo de expertos en medición.
  • Obligaciones para toda la industria consistentes en contar con controles volumétricos y de calidad fiscal, que serán suministrados y supervisados por terceros autorizados por el SAT.
  • Sanciones administrativas y penales en caso de incumplimiento

CONTROLES VOLUMÉTRICOS

Los controles volumétricos de acuerdo con el Código Fiscal de la Federación (CFF), en su Artículo 28, fracción I, se definen como los registros de volumen que se utilizan para determinar la existencia, adquisición y venta de combustible, los cuales forman parte de la contabilidad del contribuyente y donde se cuenta con un comprobante fiscal digital (CFDI), los controles volumétricos se aplican a:

  1. Hidrocarburos: petróleo, gas natural y sus condensados.
  2. Petrolíferos los cuales son: gasolinas, diésel, turbosina, combustóleo, mezclados o no con otros componentes, gas licuado de petróleo y propano.

MARCO LEGAL

La RMF 2020 está dirigida a quienes fabriquen, produzcan procesen, transporten, almacenen, incluyendo el almacenamiento de uso propio, y quienes distribuyan o enajenen, hidrocarburos y petrolíferos, la cual considera sujeto de esta obligación a personas morales que extraigan hidrocarburos al amparo de un título de asignación o contrato para exploración y extracción de hidrocarburos. Los contribuyentes referidos por ley están obligados a realizar los controles volumétricos mediante equipos y programas informáticos operen correctamente en todo momento, para ello deberán:

  1. Contratar la adquisición y la instalación de los equipos y programas informáticos para llevar los controles volumétricos, con proveedores autorizados únicamente por el SAT.
  2. Contratar servicios de verificación por la correcta operación y funcionamiento de los equipos y programas informáticos volumétricos, con los proveedores autorizados por el SAT.
  3. Contratar servicios de emisión de dictámenes que determinen el tipo de hidrocarburo o petrolífero, de que se trate, y el octanaje en el caso de gasolina, con los proveedores autorizados por el SAT.
  4. Obtener los certificados que acrediten la correcta operación y funcionamiento de los equipos y programas informáticos para llevar controles volumétricos, en los supuestos, periodicidad y de acuerdo con las características establecidas en los Anexos 30 y 31 de la RMF.
  5. Obtener los dictámenes que determinen el tipo de hidrocarburo o petrolífero, de que se trate, en la periodicidad y con las características establecidas en el Anexo 32 de la RMF.

SISTEMAS DE MEDICIÓN

La información para obtener los registros del volumen de los Hidrocarburos y/o Petrolíferos, así como la información del volumen de las operaciones de recepción, entrega y control de existencias, debe obtenerse de los Sistemas de Medición, apartado 30.5. Anexo 30 “Especificaciones técnicas de funcionalidad y seguridad de los equipos y programas informáticos para llevar controles volumétricos de hidrocarburos y petrolíferos”, y debe cumplir los supuestos:

  1. El volumen de cada tipo de Hidrocarburo o Petrolífero de las operaciones de recepción, entrega y control de existencias, se debe cuantificar por medio de sistemas de medición que cumplan con los requisitos metrológicos para el uso requerido.
  2. Los registros del volumen se deben enviar para su recopilación y almacenamiento a la Unidad de Control Central (UCC), de forma encriptada y a través de medios de transmisión que garanticen la correcta recepción e integridad de dicha información.
  3. La información del volumen de Hidrocarburos o Petrolíferos que pasan a través de un ducto de transporte o distribución, o de una manguera para el caso de las estaciones de servicio, se debe obtener por medio de un sistema de medición dinámico.
  4. La información del volumen de Hidrocarburos o Petrolíferos, en un medio de almacenamiento, que puede ser un tanque o una caverna salina o, en un medio de transporte o distribución, se debe obtener a través de:
    1. Un sistema de medición estática que cuantifique el volumen; o,
    2. Sistemas de medición dinámica para medir las cargas y descargas al medio de almacenamiento y, por diferencias, calcular el volumen, tomando en consideración las existencias.
  5. En los medios de transporte y distribución distintos a ducto, cuando el volumen del medio de almacenamiento se calcule como se indica en el inciso d), numeral 2, se podrá utilizar un solo sistema de medición acoplado a un juego de válvulas que permita medir tanto las cargas como las descargas.

Los Sistemas de Medición, deberán apegarse a los siguientes requisitos:

  1. Deben tener sistemas de medición para generar la información de los volúmenes de las operaciones y de las existencias de los Hidrocarburos o Petrolíferos, que cumplan con lo establecido en el apartado 30.5.1. del Anexo 30.
  2. La cantidad de sistemas de medición requeridos para la cuantificación del volumen dependerá de las instalaciones o proceso de que se trate.
  3. Los sistemas de medición deben instalarse en los siguientes puntos:
    1. Cabezal de pozo o de recolección.
    2. Estaciones de procesamiento.
    3. Producción de Petrolíferos.
    4. Terminales de almacenamiento y áreas de almacenamiento para usos propios.
    5. Transporte o distribución.
    6. Estaciones de servicio.
  1. Requerimientos generales:

a) Cumplir con la regulación correspondiente:

1) Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, emitidos por la CNH, publicados en el DOF el 29 de septiembre de 2015, modificados mediante acuerdos publicados el 2 de agosto de 2016, 11 de noviembre de 2016 y 11 de diciembre de 2017.

2) Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de medición aplicables a la actividad de transporte por ducto de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, emitidas por la CRE y publicadas en el DOF el 17 de diciembre de 2015.

3) Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de medición aplicables a la actividad de almacenamiento de petróleo, petrolíferos y petroquímicos, emitidas por la CRE y publicadas en el DOF el 11 de enero de 2016.

4). Normatividad referida en el apartado 30.7. del presente Anexo, así como con guías, instructivos, métodos de trabajo o manuales del fabricante para la correcta medición del Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate.

b) Tener implementado un Sistema de Gestión de las Mediciones (SGM), en cumplimiento de la NMX-CC-10012-IMNC “Sistemas de Gestión de las Mediciones – Requisitos para los Procesos de Medición y los equipos de Medición”, cuya declaratoria de vigencia por parte de la Secretaría de Economía fue publicada en el DOF el 27 de julio de 2004, o aquélla que la sustituya, para lograr la Confirmación metrológica y el control continuo de los procesos de medición, con la finalidad de que los resultados obtenidos sean conformes a las Especificaciones metrológicas.

c) Contar con una interfaz o módulo de comunicación para la transferencia de la información a la UCC, con las siguientes características:

  1. Disponer de un protocolo de comunicación para enlazar los equipos con la UCC.
  2. Inmune a perturbaciones electromagnéticas.
  3. Ser estable y tolerante a fallas eléctricas y de comunicación.
  4. Las conexiones de la interfaz o módulo de comunicación entre un sistema de medición y la UCC deben incluir un mecanismo de seguridad, con la finalidad de que quede evidencia en caso de alguna alteración, desconexión o interrupción en la transferencia de la información, las cuales se deben registrar en la bitácora de eventos a que se refiere el apartado 30.6. del presente Anexo.
  5. No debe existir ningún elemento mecánico o electrónico adicional que permita alterar la información.

d) Realizar la cuantificación y/o totalización de la masa o volumen del Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate, a condiciones de referencia:

1) Para Hidrocarburos:

  1. Temperatura 15.56 °C (60 °F).
  2. Presión absoluta 101.325 kPa (1 atmósfera).

2) Para Petrolíferos:

  1. Temperatura 20 °C (293.15 K).
  2. Presión absoluta 101.325 kPa (1 atmósfera).

e) Estar integrados por los siguientes elementos:

1) Elemento primario y secundario. Dispositivos que cuantifican el volumen del Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate, en reposo en un medio de almacenamiento en el caso de la Medición estática, o el volumen/masa del producto que fluye por un ducto, en el caso de la Medición dinámica, mismo que debe cumplir con las siguientes características:

  1. Selección de acuerdo con el tipo de Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate, las condiciones del proceso, los intervalos de operación y la exactitud requerida, para satisfacer los requisitos metrológicos.
  2. Instalación y operación conforme a lo dispuesto en el apartado 30.5.1., fracción I, inciso a) del presente Anexo, en función de la variable a medir y la tecnología a emplear.
  3. Calibración vigente, realizada por un laboratorio acreditado por la EMA o por una entidad que cuente con un ARM con la EMA, de conformidad con lo establecido en la LFMN.
  4. Placa de identificación del elemento.

2) Elemento terciario. Debe cumplir con las siguientes características:

  1. Instalación, configuración y operación conforme a las especificaciones del fabricante y en cumplimiento a la normatividad listada en el apartado 30.7., fracción III, inciso e) del presente Anexo y la regulación de la CNH o la CRE que le corresponda.
  2. Configuración para la transferencia de información, comandos y estado del sistema de medición a la UCC y al programa informático para llevar controles volumétricos.
  3. Operación continua y sin perturbaciones durante el proceso de medición.
  4. Funciones de seguridad para garantizar la integridad de la información y algoritmos de cálculo.
  5. Actualización de las variables de influencia, que se determinen mediante muestreo y análisis, en el algoritmo de cálculo del volumen del Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate.

V. Requerimientos específicos tratándose de sistemas de medición estática:

Los sistemas de medición estática se utilizan para conocer el volumen contenido en tanques de almacenamiento en instalaciones de proceso y estaciones de servicio, en tanques o cavernas salinas en terminales de almacenamiento o en autotanques, carrotanques o buquetanques en las operaciones de transporte o distribución.

Además de lo establecido en la fracción I anterior, los sistemas de medición estática deben cumplir con los siguientes requerimientos:

a) El medio de almacenamiento debe tener Calibración vigente (cartas), realizada por un laboratorio acreditado por la EMA o por una entidad que cuente con un ARM con la EMA, de conformidad con lo establecido en la LFMN.

b) El Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate debe estar en condiciones de reposo total.

c) El Elemento primario debe cumplir con las siguientes características:

  1. Selección de acuerdo con el tipo de Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate, las condiciones de operación y la exactitud requerida. Las tecnologías que se deben utilizar son:
  2. Medición por reflexión de ondas (ultrasónico, radar y radiación).
  3. Medición eléctrica (medidor capacitivo o inductivo).

iii. Medición bajo principio de presión hidrostática (medidor manométrico, presión diferencial y membrana).

  1. Certificado de Calibración vigente.
  2. Inmune a perturbaciones electromagnéticas.
  3. Instalación y operación en cumplimiento a las especificaciones y recomendaciones del fabricante.
  4. Cumplimiento con la normatividad listada en el apartado 30.7., fracciones I, II y VI del Anexo 30.

d) Contar con los Elementos secundarios para calcular el volumen del medio de almacenamiento a condiciones de referencia.

e) Contar con el Elemento terciario.

CONCLUSIONES

Esta nueva reforma trae cambios significativos en términos de medición de hidrocarburos y/o petrolíferos y viene apuntalar la regulación vigente por parte de la CRE y la CNH, pero quien toma realmente un papel preponderante es el SAT, quien ahora va a estar monitoreando el cumplimiento de la misma y a los contribuyentes que no se apeguen a ella se harán acreedores a sanciones, pero desde un nivel fiscal, lo que puede crearles otro tipo de inconvenientes.

Por otro lado, esta reforma pide como requisitos lo que ya la CRE y CNH habían solicitado en sus correspondientes regulaciones, pero agrega un par de requisitos más para los sistemas de medición de hidrocarburos y petrolíferos en particular.

Por último, vienen una serie de pasos a seguir desde el punto de vista legal y fiscal que el contribuyente debe revisar, lo que implica que se debe tener un gran entendimiento en todos los rubros anteriores para facilitar el cumplimiento, por lo cual habrá que estudiar muy bien la RMF 2020 para evitar omisiones.

REFERENCIAS

  1. RESOLUCIÓN MISCELÁNEA FISCAL PARA 2020 Y SUS ANEXOS 1 Y 19, Diario Oficial de la Federación el 28 de Diciembre de 2019.
  2. ANEXO 30 DE LA RESOLUCIÓN MISCELÁNEA FISCAL PARA 2020, Diario Oficial de la Federación el 28 de Diciembre de 2019.
  3. CÓDIGO FISCAL DE LA FEDERACIÓN, nuevo Código Publicado en el Diario Oficial de la Federación el 31 de diciembre de 1981 texto vigente, Última reforma publicada DOF 09-12-2019
  4. LEY DE HIDROCARBUROS, Nueva Ley publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014 texto vigente, Última reforma publicada DOF 15-11-2016.

ACERCA DEL AUTOR

Ing. Juan Ignacio Ramírez García, Ingeniero en Control y Automatización por el IPN, con Maestría en Administración en Ingeniería Financiera por la UVM, posee una certificación como Auditor en Sistemas de Medición de Flujo para Hidrocarburos por el Reino Unido y tiene más de 19 de experiencia en ventas, ingeniería y servicio para sistemas medición de flujo. Ha sido catedrático en la Facultad de Ingeniería de la UNAM y expositor de muchos cursos de medición de flujo entre ellos “Medición de Flujo de Procesos Industriales” de ISA. Participó en elaboración del anteproyecto de NOM Instrumentos Metrológicos 2016, por la CRE. Miembro del Consejo Consultivo “Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos 2020” por la CNH. Actualmente es Consultor Independiente y Director del Comité de Normas y Mejores Prácticas en ISA México. LinkedIn: www.linkedin.com/in/ignacio-ramírez-2858a641.

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