Pemex aligera sus pérdidas hasta el tercer trimestre del 2016

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Al tercer trimestre del 2016 Petróleos Mexicanos (Pemex) redujo 26.7% a 250,864 millones de pesos su pérdida integral, gracias a que sus costos, gastos así como el pago de impuestos cayeron más que los ingresos de la estatal, que se han visto golpeados por una menor cotización del petróleo crudo y una baja en la producción.

En los primeros nueve meses del año los ingresos de la empresa fueron 755,696 millones de pesos, con lo que se redujeron 16% en comparación con el mismo periodo del año anterior, derivado principalmente de que el precio de la mezcla mexicana de importación promedió durante el periodo 36 dólares por barril, el precio más bajo al menos en los últimos seis años.

En tanto, la carga impositiva de la empresa fue de 220,522 millones de pesos, un decremento de 26% en comparación con el monto erogado en el mismo periodo del año anterior, en tanto lo tributado representó 29% de los ingresos de la petrolera, cuatro puntos porcentuales menos de lo observado al tercer trimestre del 2015.

Pero, al sumarse los costos de ventas y de administración, además de los gastos por compromisos financieros de deuda adquirida que en el acumulado de enero a septiembre sumaron 210,841 millones de pesos, llevaron a que la estatal concluyera con esta pérdida neta, la cuarta consecutiva para los primeros tres trimestres del año en los últimos ejercicios.

Con ello, Pemex perdió 308% más que lo que registró hace 10 años y 63% más que lo que perdió al arranque de esta administración, en el 2013, cuando su pérdida neta al cierre del tercer trimestre ascendió a 161,000 millones de pesos.

En tanto, los ingresos de la empresa son los menores de la última década, ya que son 28% inferiores a los que obtuvo hace 10 años, y 53% inferiores a los que obtuvo en el primer año de esta administración. En tanto, los impuestos erogados son 62% inferiores a los que tenía hace 10 años y 74% menores a los del primer año de esta administración, reducción que no ha podido contener las pérdidas de la empresa.

En lo que respecta al tercer trimestre del año, los ingresos de Pemex bajaron 12.4% a 275,000 millones de pesos, mientras que sus costos y gastos financieros se redujeron apenas 2.4% a 262,500 millones. Dado que el pago de impuestos y derechos también fue 12.2% menor, al erogarse poco más de 87,400 millones de pesos, la pérdida integral del trimestre se redujo 29.6% a 113,840 millones de pesos.

Recientemente la calificadora Fitch Ratings alertó que Pemex enfrentará en el mediano plazo una insolvencia derivada de su carga fiscal elevada, ya que a diferencia de otros gobiernos emergentes con paraestatales petroleras, como el de Brasil y Colombia, México mantuvo las obligaciones tributarias y de pago de dividendos para la empresa, mismas que la han orillado a endeudarse a 100% y con ello tener elevados costos financieros en cada ejercicio, en una “maniobra de fondeo ineficiente”, según la calificadora.

Dinero-Economía

Fuente: El Economista

En noviembre, gasolina de Pemex será UBA

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Petróleos Mexicanos (Pemex) tiene el compromiso de que toda la gasolina distribuida será ultrabaja en azufre (UBA), con un nivel de entre 30 y 80 partes por millón (ppm) en todo el territorio nacional, a partir de noviembre, luego de haber invertido alrededor de 3,000 millones de dólares para revertir el uso de combustible que contiene de entre 300 a 600 ppm (mayor cantidad de azufre).

La industria automotriz se encuentra preocupada porque los tiempos para introducir la gasolina de UBA en niveles mínimos indispensables (de 30 ppm) no se han cumplido; sin embargo, Pemex les ha indicado que en las próximas semanas entrará en operación a nivel nacional.

En México el consumo de gasolina Magna es de 85%, mientras que la compra de Premium es de 15 por ciento.

La norma establece que desde febrero del presente año, Pemex tenía la obligación de ofrecer combustible con un menor grado de azufre, pero ante la falta de inversiones en las refinerías se retrasó la generalización de la gasolina.

Eduardo Solís, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Automotriz (AMIA), mencionó que la Carta Mundial de Combustibles, de la cual México está regido, la exigencia es contar con un combustible de 15 ppm, para avanzar en las normatividad de exigencia vehicular y adoptar compromisos internacionales en emisiones contaminantes.

“En la AMIA estamos confiados en que se pueda dar, porque tendría implicaciones en términos de normatividad”, refirió Solís, pues se encuentran en la mesa de la elaboración de la regulación de emisión de contaminantes.

Apertura debe garantizar calidad: CCE

El presidente del Consejo Coordinador Empresarial (CCE), Juan Pablo Castañón, dijo que la apertura del mercado de la gasolina implicará que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) defina las reglas para introducir no sólo marcas sino calidades de combustible, que derivaría en precios.

En entrevista, comentó que lo que se acordó es que la CRE estará dando las bases de la apertura durante el 2017. “Podremos encontrar varias marcas en las gasolineras y eso nos dará distintas calidades (de combustible), servicios y precios”, explicó. Castañón demandó a la autoridad reguladora que defina las reglas de calidad mínima que podrá importarse.

Fuente: El Economista

Administración de Riesgos

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¿Qué es un riesgo? “Incertidumbre concerniente a una pérdida que se presenta debido a un conjunto de circunstancias dadas”.

Principios Básicos del riesgo
A. No retenga más de lo que pueda soportar en pérdida.
B. No arriesgue mucho por poco.
C. Considere la probabilidad de los eventos y su impacto potencial.
D. No existe “una pérdida sin asegurar”; es igual a una retención.

 

Los riesgos que enfrentan las empresas en todo el mundo han cambiado drásticamente a través de los últimos años. Hoy en día, en adición a las preocupaciones de riesgos tradicionales, como las catástrofes naturales, el panorama de riesgos se ha ampliado para incluir los riesgos de daños a la reputación, nueva reglamentación, cumplimiento de normativas, daños a la propiedad, el aumento en competencia como en el caso de México, que con la reforma energética abre el mercado a la iniciativa privada. Por lo cual es primordial contar con un programa que tenga un perfil único de riesgos y exposiciones. El cual es conocido como un Programa de Administración de Riesgos.

 

Es importante definir la Administración de riesgos: “El proceso de proteger los activos de una organización a través de una identificación y análisis de las exposiciones, controlando las exposiciones, financiando las pérdidas con fondos internos y externos, y la implementación y monitoreo de dicho proceso de administración de riesgos”.

 

Los objetivos de la administración de riesgos en una empresa abarcan el antes, durante y después de una perdida

Antes:

  1. La eficiencia (competitividad) y el crecimiento
  2. Regulación/conformidad
  3. Enfoque en riesgos administrables
  4. Mínima desviación de objetivos
  5. Promover la estabilidad y maximización de utilidades
  6. Flujo de efectivo

Durante:

  1. Proteger a las personas
  2. Proteger los activos
  3. Recaudar datos, información y recursos para recuperar la pérdida/reclamación (internas y externas)
  4. Estimación de la duración de la pérdida/reclamación y disponer del financiamiento adecuado

Después:

  1. Supervivencia
  2. Estabilidad (regresar a la eficiencia, competitividad, maximización de utilidades lo antes posible)
  3. Mantener la rentabilidad o el retorno a la rentabilidad
  4. Mantener el crecimiento o retornar al crecimiento
  5. Buen Ciudadano/Responsabilidad Social: no debemos pasar como “los malos;” esto puede representar gastos (relaciones públicas) que no se consideraban necesarios antes de que ocurriera una pérdida mayor (por ejemplo, catástrofes ambientales)

 

Un programa de administración de riesgos consta de 5 etapas

1. Identificación de Riesgos: el proceso de identificar y examinar las exposiciones de una organización

a. Propiedad (Bienes), b. Recursos Humanos, c. Responsabilidad Civil, d. Utilidad Neta / Ingreso Neto

2. Análisis de Riesgos: La evaluación del impacto potencial que las varias exposiciones pueden tener sobre la compañía, hay dos tipos de análisis

a. Análisis cualitativo, b. Cuantitativo

3. Control de Riesgos: Cualquier acción o inactividad consiente que minimiza, a un costo óptimo, la probabilidad, frecuencia, severidad, o la incertidumbre de la pérdida

 a. Evitar, b. Prevenir, c. Reducir, d. Segregar / separar / duplicar, e. Transferir (ya sea contractual, física, o ambas)

4. Financiamiento de Riesgos la obtención de fondos internos y externos al mejor costo posible para pagar las pérdidas a través de dos modalidades

4.1 Retención: fondos internos para financiar las pérdidas
4.2 Transferencia de la responsabilidad: Seguros

5. Monitoreo de Riesgos: implementación y monitoreo del proceso de administración de riesgos

 
En la etapa del Financiamiento del Riesgo cabe destacar que la retención genera una carga financiera a las empresas, por lo cual estamos convencidos en que la mejor forma de financiar riesgos es la transferencia a través de seguros.

En NRGI Broker, contamos con un equipo experto en administración de riesgos y programas integrales de seguro que le brindará soluciones integrales, con productos comprobados, que se adaptan a la medida de sus necesidades.

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La mayor sacudida del 2017 será la liberación de las gasolinas

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El mercado de las gasolinas va a ser un escándalo a partir del próximo año, porque va a combinar una apertura discrecional con un impuesto alto y fijo, en momentos en que los precios del petróleo tienen una tendencia al alza.

El primero que se curó en salud fue el gobierno federal que consiguió fijar el impuesto especial a las gasolinas, con lo que dejó de ser el pivote que permitía recibir los golpes de los precios externos y filtrarlos hacia los consumidores finales.

Ahora, el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) es fijo y es alto. Durante estos meses finales del 2016, los incrementos que han sufrido los precios de las gasolinas los contiene Pemex por aquello de que por decreto no pueden subir los precios más de 3% este año.

La realidad es que un mercado cerrado, controlado con criterios más políticos que de mercado, ha generado grandes distorsiones para los consumidores y para las finanzas públicas. Si el Senado avala lo aprobado por los diputados la semana pasada, a partir del próximo año iniciará la apertura del mercado de las gasolinas.

Será una apertura discrecional que dependerá de la opinión de la Comisión Federal de Competencia Económica que a través de la Comisión Reguladora de Energía decidirá quién está listo para un mercado maduro de oferta y demanda y quién necesita que se mantenga el trato infantil de un precio fijado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

Esto tiene lógica por los vicios creados por un mercado cerrado y controlado de manera discrecional. Por ejemplo, en las grandes ciudades no debería haber problema para estrenar el año nuevo con una gasolinera en cada esquina.

Pero en poblaciones pequeñas va a ser difícil romper las resistencias, porque al final depende de la autoridad local el dar permisos para nuevas estaciones. Esperemos que no sea el caso, pero por ejemplo, en Cozumel muchas gasolineras pertenecen a una sola familia, la de un político muy poderoso que además atiende asuntos energéticos.

O imagine el precio libre en la gasolinera de aquella carretera que le anuncia que la estación de servicio está a 150 kilómetros. Sin competencia, esa gasolinera le puede vender el litro en 30 pesos y usted paga.

Pero es un hecho que el 1 de enero subirán los precios de las gasolinas y que el fisco recaudará de manera puntual sus impuestos, que equivalen a la mitad del precio que paga el consumidor, entre el IEPS y el IVA.

Y que además de la carga impositiva, cualquier diferencia entre los márgenes de importación, producción, transportación, almacenaje, operación y ganancia será pagada por los consumidores.

El proceso que está por iniciar en poco más de dos meses era algo largamente aplazado en la economía mexicana y que tenía que aplicarse. El mercado cerrado de combustibles es por donde se vea una aberración.

Y en términos políticos, seguro que los promotores vieron como mejor alternativa alterar el avispero en el 2017 y no en año electoral, porque si bien los precios nunca volverán a tener el mismo comportamiento paternal de los controles predecibles, pueden la fascinación de tener muchas marcas y otra clase de servicio compensar a los consumidores.

Me parece que el riesgo político sí está medido ante una determinación que ya resultaba impostergable.

 

Copyright: El Economista

Privados inician periplo petrolero en aguas someras

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Con inversiones superiores a 80 millones de dólares, antes de que concluya el año los primeros operadores privados perforarán al menos dos pozos exploratorios en México, además de que 10 empresas distintas reportan producción de gas y petróleo en 15 campos terrestres, derivado de la Ronda Uno.

Paralelamente, el siguiente capítulo de licitaciones petroleras, la Ronda Dos, ya ha atraído a ocho empresas, que han manifestado su interés por participar en su primer concurso, de acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Con una inversión cercana a 42 millones de dólares, del 1 de diciembre próximo al 11 de marzo del 2017, la italiana ENI arrancará la perforación del pozo delimitador Amoca 2, en Tabasco, a un tirante de agua de 27 metros en el contrato de producción compartida para el bloque uno de desarrollo de campos obtenido dentro de la segunda licitación de la Ronda Uno.

En el plan de evaluación de los campos Mistón, Amoca y Teocalli con un total de 67 kilómetros cuadrados, la italiana se comprometió a invertir 245 millones de dólares en dos años, de los cuales, 168 millones de dólares serán para la perforación de cuatro pozos exploratorios, incluido el recientemente aprobado por la CNH en la 57 sesión extraordinaria del órgano de gobierno, en el cual se espera un éxito comercial de 63 por ciento.

Además, del 2 de octubre al 9 de febrero, el consorcio Hochki Energy integrado por las argentinas Panamerican Energy (con acciones de British Petroleoum) e E&P Hidrocarburos, perforará el pozo Hochki 2, también en Tabasco, que a su vez tiene una inversión de 41.7 millones de dólares. El plan de evaluación de este consorcio incluye la perforación de cuatro campos en dos años, con una inversión de 212 millones de dólares.

En tanto, el otro operador para campos en desarrollo de la segunda licitación de la Ronda Uno: el consorcio integrado por la mexicana Petrobal (de Grupo Baillères) y la estadounidense Fieldwood (financiada por la inversionista en proyectos energéticos Riverstone Holdings), comprometió 170 millones de dólares en su plan de evaluación para el bloque cuatro de 57 kilómetros compuesto por los campos Ichalkil y Pokoch, en aguas someras con un tirante de agua de 45 metros cercano a las costas de Campeche.

Campos exploratorios y terrestres

La primera fase para campos exploratorios de la Ronda Uno tuvo un sólo ganador de dos contratos de producción compartida: el consorcio compuesto por la mexicana Sierra Oil and Gas, la estadounidense Talos Energy y la británica Premier Oil, que funge como operador con respaldo financiero del fondo estadounidense Black Rock y comprometió 160 millones de dólares durante cuatro años para la fase exploratoria del campo, previo a la evaluación.

En tanto, derivado de la tercera fase de esta Ronda Uno, 10 empresas distintas comenzaron a reportar producción petrolera y de gas en 15 campos terrestres que Petróleos Mexicanos (Pemex) les traspasó desde mayo, de los 25 adjudicados en esta licitación.

En lo que respecta a crudo, Renaissance Oil, Lifting, Diavaz y Canamex extrajeron de mayo a agosto un promedio de 1,741 barriles diarios en cuatro campos, equivalente a casi 0.1% de la extracción de Pemex. En gas, Consorcio Petrolero 5M del Golfo, Strata, Consorcio Manufacturero Mexicano, Dunas Exploración y Producción, Lifting, Diavaz, Canamex y GS Oil and Gas reportaron una producción de 29 millones 167,000 pies cúbicos al día, equivalente a 0.5% que produce la estatal mexicana.

 

Copyright: El Economista

Crudo tiene datos mixtos en la semana

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El petróleo bajó ligeramente el viernes, mientras los operadores equilibraban la fortaleza del dólar y otro aumento de las plataformas de perforación en Estados Unidos con las expectativas de que el plan de recorte de producción de la OPEP mantendrá el crudo sobre los 50 dólares por barril.

El dólar registró su mejor desempeño semanal en más de siete meses frente a una cesta de monedas pesando sobre los precios de las materias primas denominadas en el billete verde, incluyendo el petróleo.

Un reporte del proveedor de servicios petroleros Baker Hughes, por su parte, mostró que los perforadores estadounidenses agregaron cuatro plataformas en la semana al 14 de octubre. Ésa fue la decimosexta semana seguida sin reducciones, lo que es un indicativo de una mayor producción futura. A pesar de ello, los precios de los contratos a futuro del petróleo cerraron en baja. El crudo Brent, el referencial negociado en Londres, retrocedió 8 centavos o 0.2%, a 51.95 dólares el barril. El balance de la semana es estable.

Los futuros del West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos perdieron 9 centavos, a 50.35 dólares por barril. Acumularon un alza de 1% en la semana.

La mezcla mexicana de exportación finalizó la semana con 10 centavos de ganancia, respecto de la jornada pasada, al venderse en 41.57 dólares por barril, informó Petróleos Mexicanos (Pemex).

De acuerdo con Banco Base las mezclas de crudo de EU, México e Inglaterra concluyeron la semana con ganancias, ante un incremento en el positivismo de los participantes del mercado en torno a los fundamentales de petróleo.

“No hay una gran noticia que impulse al mercado”, dijo Phil Flynn, analista de la correduría de Chicago Price Futures Group. Desestimó el aumento del número de plataformas petroleras partiendo de que la mayoría de analistas considera que deben subir en más de 10 en una semana, para tener un impacto bajista sustancial sobre los precios.

Muchos creen que los precios podrían seguir subiendo en el corto plazo por las expectativas relacionadas con los recortes de producción propuestos por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

Los precios del petróleo han tendido a subir desde el 27 de septiembre, con un alza acumulada del Brent de cerca de 13% y llegando a máximos de un año de más de 53 dólares por barril, después de que la OPEP anunció su primer recorte planeado de producción en ocho años. (Con información de Notimex)

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Fuente: El Economista

Interesadas en Trión podrán participar individualmente

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El primer farmout o contrato de asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex) para la explotación del campo Trión en aguas profundas del Golfo podrá tener sólo un operador con 60% de participación, además de la estatal mexicana, que tendrá una participación minoritaria de 40% restante, a pesar de que ello está fuera de sintonía con la práctica internacional para este tipo de campos.

Así lo aprobó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en su más reciente sesión extraordinaria, donde nuevamente realizó cambios a las bases de licitación y modelo de contrato de operación conjunta de este campo con el fin de atender las sugerencias de los participantes, que hasta el momento han enviado más de 240 solicitudes de aclaración y cambios.

Cuando arrancó este proceso, la subsidiaria Pemex Exploración y Producción (PEP) tenía una participación mayoritaria de 45% en la asociación, junto con un operador con una participación de 30%, otro socio con experiencia en operación con 10% y un posible socio financiero con hasta 10% adicional. Posteriormente, se redujo a 40% la participación de la estatal dejando la obligación de que participaran únicamente consorcios en que el operador tendría mínimo 30% y su socio, junto con un posible aliado financiero, el resto.

Ahora, PEP mantiene su 40% pero “debido a todos los acuerdos a los que tienen que llegar las empresas para poder formar consorcios, también nos pidieron la posibilidad de poderlo hacer de manera individual”, expuso Jorge Eduardo Kim Villatoro, director jurídico de Pemex, en la sesión del regulador, “lo único que se está haciendo es abrir esa opción”.

Práctica internacional

Este cambio se lleva a cabo a pesar de que al presentar el proceso el director general de Pemex, José Antonio González Anaya, aseguró que en la práctica internacional para este tipo de campos con tirantes de agua superiores a 1.5 kilómetros participan siempre consorcios entre al menos tres empresas, con el fin de repartir los enormes riesgos financieros, geológicos y ambientales de la operación.

Como se observa en los reportes de actividad offshore del Bureau of Safety and Environmental Enforcement de Estados Unidos y la organización Drillinginfo del 2015, todos los campos similares en el Golfo de México dentro del área de Perdido son operados por consorcios con entre tres y hasta seis socios.

La otra modificación que aprobó la CNH fue impedir la posibilidad de que PEP emita su voto en el comité operativo del campo si se encuentra en situación de incumplimiento de pago de obligaciones contractuales por más de 90 días en todos los casos, ya que antes se le permitía continuar votando en aspectos como el presupuesto y plan de trabajo.

Operadores de campos en el área de perdido en aguas profundas:

Great White, Tobago y Trident: Shell, Chevron y BP.

Lucius: Anadarko, Freeport-McMoRan, ExxonMobil, Petroleo Brasileiro, Eni e Inpex.

Phobos: Anadarko, Plains Exploration & Production Company y Exxon Mobil.

Jack y St. Malo: Chevron, Maersk, Statoil.

Gila, Guadalupe, Tiber: Chevron, BP y ConocoPhillips.

Trion, Maximino y Exploratus: contrato de Pemex en busca de socios.

Requisitos de participación

La Comisión Nacional de Hidrocarburos ha realizado 11 cambios a las bases de licitación para encontrarle a Pemex un socio en la explotación del campo Trión en aguas profundas, para determinar cómo pueden participar las empresas en el proceso:

Podrán participar empresas mexicanas o internacionales constituidas en México, con experiencia en la operación de este tipo de campos ya sea agrupados o en lo individual.

En consocio, con una participación de mínimo 30% para el operador designado, además de 10% del contrato para un socio con experiencia en este tipo de campos y un posible socio financiero, mientras Pemex tendrá 40% de participación.

En lo individual, con una participación de 60% y el restante 40% para Pemex Exploración y Producción.

Se mantiene la limitante de que una compañía sólo podrá presentar una propuesta a la vez, y no a través de varios consorcios.

El 5 de diciembre se realizará la subasta en que el criterio de adjudicación será la mayor regalía para el Estado, en contratos de hasta 50 años con un periodo inicial de acarreo en que los socios pagarán a nombre y cuenta de Pemex las inversiones realizadas hasta ahora, que son 464 millones de dólares.

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Fuente: El Economista

Acciones colectivas como medio de reparación del daño ambiental

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En México, desde hace muchas décadas, existe un principio de derecho civil que obliga a quien causa un daño a un tercero a responder por él, aunque no haya tenido la intención de causarlo. A este principio se le conoce como el de “Responsabilidad Objetiva”.

En materia de daño ambiental se denomina: “El que Contamina, Paga”. Este se traduce en la obligación de responder por un daño causado al medio ambiente. Antes del año 2011 no existía un marco jurídico adecuado para que las personas afectadas por un acto, hecho u omisión que ocasionara daño ambiental, pudieran acudir a los tribunales para que el daño fuera reparado o cuando menos compensado. A partir del año 2012, se introdujeron las acciones colectivas como una forma de solicitar la reparación del daño en materia ambiental, lo cual se complementa con las disposiciones de la Ley Federal de Responsabilidad Ambiental.

Acciones Colectivas

Las acciones colectivas permiten a ciertas autoridades federales, organismos no gubernamentales y miembros de ciertas comunidades,  acudir a los tribunales federales en materia civil para hacer valer sus derechos colectivos o derechos individuales con incidencia colectiva y en materia de protección al medio ambiente.

Existen tres tipos de acciones colectivas:

  1. Acción difusa: Tiene por objeto reclamar judicialmente del demandado la reparación del daño causado a la colectividad. Los habitantes de una ciudad cuya cuenca de aire ha sido contaminada por causa de un tercero pueden entablar una acción difusa.

  2. Acción colectiva en sentido estricto: Su objeto es reclamar judicialmente del demandado la reparación del daño causado. Un ejemplo podría ser una comunidad determinada que vive cerca de un río que ha sido contaminado por la acción u omisión de un tercero.

  3. Acción individual homogénea: Se ejerce para tutelar derechos e intereses individuales de incidencia colectiva y su objetivo es reclamar judicialmente de un tercero el cumplimiento forzoso de un contrato o su rescisión con sus consecuencias y efectos. Quienes han contratado los servicios de un transportista de residuos peligrosos, podrían tener una acción contra éste si, por su negligencia, ha causado un daño ambiental.

Las acciones colectivas en materia ambiental se convertirán, en los próximos años, en los mecanismos idóneos para la búsqueda de justicia sobre todo en aquellos casos en que un hecho provocador de un daño ambiental prive a toda una comunidad o a los miembros de una región de su derecho constitucional a gozar de un medio ambiente sano.

En NRGI Broker, conocemos la importancia de apoyar a nuestros clientes en todo momento, es por esto que contamos con un equipo experto en seguros de responsabilidad ambiental, que son el instrumento financiero idóneo para estar protegidos en caso de causar un daño ambiental.

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¿Qué es una fianza de Inconformidad Fiscal?

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Las Fianzas Fiscales son exigidas por la Autoridad Fiscal para garantizar el cumplimiento de las obligaciones del contribuyente de un procedimiento en caso de presentarse una inconformidad.

Dentro del abanico de la oferta en este sector, encontramos la Fianza de Inconformidad Fiscal, la cual garantiza el pago de impuestos, recargos, multas, autorizaciones, etc., mientras se resuelve el recurso de inconformidad solicitado por el contribuyente, al contar con este recurso se puede suspender el procedimiento administrativo de ejecución (PAE) evitando el embargo de bienes o la inmovilización de cuentas bancarias

En NRGI Broker, sabemos que las Fianzas Fiscales se necesitan de manera rápida. Es por esto que contamos son un equipo experto en fianzas que le brindará soluciones integrales, con productos comprobados, que se adaptan a la medida de sus necesidades, de igual manera mantenemos alianzas con las principales compañías afianzadoras a nivel nacional e internacional, lo que nos permite contar con diversas opciones en tiempo y costo para brindar el mejor respaldo a nuestros clientes.

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México recibe 4,962 mdd por ventas de petróleo a Estados Unidos

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México recibió ingresos por sus ventas de petróleo crudo a Estados Unidos por 4,962 millones de dólares en el periodo enero-agosto de 2016, de acuerdo con un informe del Departamento de Comercio (DOC) estadunidense.

México recibió los cuatro mil 962 millones de dólares por la venta de 147.7 millones de barriles entre enero y agosto pasados.

México permaneció en el cuarto lugar como proveedor neto de crudo a Estados Unidos por volumen, una posición que ocupa desde abril de 2015. Adelante están Canadá, Arabia Saudita y Venezuela.

Canadá continúa en primer sitio con un acumulado de 711 millones de barriles en los primeros ocho meses de 2016, seguido por Arabia Saudita con 271 millones, Venezuela con 185 millones y México con 147.78 millones.

En 2015 las exportaciones petroleras de México a Estados Unidos ascendieron a 253 millones de barriles a valor aduanal de 12.4 mil millones de dólares.

A nivel del comercio general, las exportaciones de México al mercado estadunidense fueron de 193.7 mil millones de dólares en los primeros ocho meses de 2016, un reducción en relación con los 196.2 mil millones de dólares en el mismo lapso de 2015.

Por su parte, las exportaciones estadunidenses a México pasaron de 157.7 mil millones de dólares en los primeros ocho meses de 2015 a 152 mil millones de dólares en el mismo periodo de 2016.

El superávit comercial de México sobre Estados Unidos ascendió a 41.5 mil millones de dólares entre enero y agosto del presente año.

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Fuente: Aristegui Noticias