Las Disposiciones Administrativas de carácter general en materia de autorizaciones para el reconocimiento y exploración superficial de hidrocarburos (Disposiciones) tienen por objeto materializar el mandato expreso en la Ley de Hidrocarburos (LH), de que México cuente con regulación relativa a la materia. Asimismo establecer los procedimientos, elementos y criterios para otorgar, dar seguimiento o terminar las autorizaciones de reconocimiento y exploración superficial, que son un insumo para realizar las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. Además, establece los términos, condiciones, notificaciones y tiempos de entrega de informes para dar seguimiento y cumplimiento a las autorizaciones otorgadas. Las Disposiciones prevén el procedimiento para integrar un Padrón de Empresas de Reconocimiento y Exploración Superficial cuya característica particular es la de contar con información completa, confiable, actualizada y oportuna sobre quienes realicen dichas actividades en México. Sin detrimento en de lo anterior, las Disposiciones buscaron contribuir sustancialmente en acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país; a la reposición de las reservas de hidrocarburos y a la utilización de las mejores prácticas y estándares de la industria así como de la tecnología más adecuada para la exploración superficial.

Con la finalidad de promover el desarrollo eficiente del sector energético y de incrementar el potencial petrolero de México, la LH dispone en el artículo 2, fracción I, artículo 32 y 37 de la LH, que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) debe regular las actividades de reconocimiento y exploración superficial que permiten identificar la posible existencia de Hidrocarburos en un área, asimismo indica que para la realización de éstas se debe contar con autorizaciones por parte de la CNH, en los términos de la regulación que para tal efecto emita. Por lo antes expuesto, se detectó que, al momento de la emisión de las Disposiciones, México no contaba con regulación en la materia, lo que provocaba problemas considerables a los interesados, ya que no existían reglas para la realización de las actividades de reconocimiento y exploración superficial. Esto generaba la imposibilidad de que los interesados se alleguen de información que les permita solicitar las autorizaciones indicadas por la ley, el desconocimiento de los criterios, requisitos y procedimientos para su otorgamiento, seguimiento o terminación. La falta de regulación genera diversas consecuencias negativas, entre las que se identificaron: • Falta de incentivos para la apertura del mercado o atraer inversiones; • Incertidumbre jurídica respecto a los mecanismos, procedimientos y requisitos necesarios para el otorgamiento, seguimiento y terminación de una autorización • Limita las oportunidades para la realización de actividades vitales para la industria petrolera al dejar de contar con información necesaria que dé a conocer el potencial petrolero de México, y con ello el desarrollo de proyectos de exploración y extracción, • Insuficiencia en el control de la administración de datos propiedad de la nación; • No existen canales para que la información obtenida pase al Estado, lo que impide a la Comisión cumplir con sus funciones para acopiar, resguardar, usar, administrar y actualizar la información obtenida de las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial. • No se perciben los derechos y aprovechamientos derivados de estas actividades. Por otra parte, al momento de emisión de las Disposiciones, Pemex era la única empresa con la capacidad legal de realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial, a través de un aviso de inicio de actividades, lo que se traduce en un problema de competencia pues los demás interesados no estaban en posibilidad de obtener autorizaciones debido a la inexistencia de regulación para estos fines. Las circunstancias previamente descritas provocaban, además, que los datos e información obtenida fuese insuficiente para conocer el potencial de hidrocarburos en el territorio mexicano, lo que disminuye o retarda las actividades de exploración y extracción de petróleo y gas. En este sentido, la revisión del Reporte de resultados dictaminados de Pemex, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias en el periodo 2011- 2014 permitió demostrar que la información de sísmica obtenida cada trimestre iba en decrecimiento . La información obtenida de la adquisición de datos, procesado y reprocesado se utiliza para planificar con precisión las ubicaciones de los pozos, lo que resulta beneficioso al ahorrar costos, evitar accidentes, hacer los procesos más eficientes y evitar riesgos en las actividades así como minimizar el impacto ambiental. Por lo tanto, resultaba urgente desarrollar mecanismos que propicien la realización de actividades de reconocimiento y exploración superficial. De lo anteriormente descrito se originó la intervención gubernamental a través de las Disposiciones, con el fin de administrar las actividades de las empresas, incentivar la participación en áreas que requieren la evaluación de su potencial petrolero, aumentar la inversión y la adquisición de datos de exploración superficial, administrar los datos y uso de información, así como utilizar la misma para incentivar la confirmación y evaluación de las acumulaciones sub-superficiales de petróleo y gas.

No

Si

No

No

No aplica.

Si

Respecto de la inexistencia de regulación en materia de ARES, la problemática fue solucionada con la emisión de las Disposiciones y sus modificaciones, generando la certidumbre jurídica requerida. Sin embargo, se puede afirmar que parte de la problemática que dio origen a la regulación persiste, ya que, si bien al inicio de la regulación las actividades ARES reguladas tuvieron un incremento importante, a lo largo del tiempo y especialmente en los últimos dos años se ha reducido el número de proyectos y la extensión individual de cada proyecto. Lo anterior se puede observar en las gráficas en el documento adjunto. Véase Anexo A. Formulario AIR (ARES).

Se incrementó el número de actores en el proceso de adquisición y procesamiento de información del tipo Geológico, geofísico, geoquímico y geotécnico para obtener datos actualizados y comparables para la mejor delimitación y determinación del potencial petrolero, pasando de un solo actor con la capacidad legal para realizar ARES en 2014 a 99 a 30 de septiembre de 2021. Adicionalmente, se definieron las reglas para el proceso de obtención de productos de las actividades ARES y se estableció el derecho al aprovechamiento comercial por parte de las compañías de servicios u operadores que realizan dichas actividades durante un plazo determinado. La emisión de las Disposiciones, en cumplimiento a lo mandatado por la Ley de Hidrocarburos, propició una competencia que proporcionó información útil para la nación, sin que ésta haya erogado ningún costo asociado para la obtención de dicha información. Sin embargo, en los últimos años se han venido reduciendo estas actividades ARES por diversos factores, como es la competencia, la falta de interés en el mercado de oferentes y consumidores de estos productos ARES, por la desaceleración de las licitaciones de nuevas áreas contractuales con base en el Plan Quinquenal, la Baja del precio de los hidrocarburos y por el efecto disuasor que ha representado la pandemia por la enfermedad Covid-19 asociada al SARS-CoV-2.

Existen áreas de oportunidad que con el desarrollo de las actividades se han identificado, algunas manifestadas por los mismos regulados, entre las que se enlistan las siguientes: • Aparente exceso de regulación de los procedimientos, ya que los Contratistas y Asignatarios que realicen actividades ARES deben presentar informes mensuales (conforme a los Lineamientos de Planes) y trimestrales (conforme a las Disposiciones), que contienen información común, además de que el informe final presentado mediante el formato ARES – B – IF contiene información similar a la requerida mediante los Lineamientos para el uso y entrega de información al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos. • Indefinición de los derechos sobre los productos y subproductos obtenidos por parte de terceros. • Se diferencian los plazos de confidencialidad otorgados a los Asignatarios y Contratistas en comparación con los Autorizados, ya que, conforme a lo establecido en el artículo 40 de las Disposiciones, para los primeros la confidencialidad tiene un plazo de 12 años tanto para la adquisición de datos de campo, su procesamiento, reprocesamiento e interpretaciones, mientras que para los Autorizados, si el reprocesamiento de datos se deriva de datos existentes en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, que no sean confidenciales, se otorga un periodo de aprovechamiento comercial de seis años, en todos los demás casos el periodo es de 12 años. Esta diferencia puede repercutir en la rentabilidad y participación de los Autorizados. • Cuando un tercero es subcontratado por Contratistas y Asignatarios no requiere estar en el Padrón, mientras si es subcontratado por un Autorizado, si está sujeto a dicha obligación conforme a lo establecido en el artículo 7 de las Disposiciones, lo cual implica una desigualdad para la participación en las actividades ARES. • Existe una indeterminación sobre el tratamiento que se da a los datos producto del proceso de datos sísmicos, los cuales por su naturaleza técnica requieren sobrepasar los límites de las áreas contractuales, sin embargo, la regulación actual y la Ley de Hidrocarburos circunscribe el derecho de los Contratistas a realizar ARES únicamente en el perímetro de sus Áreas Contractuales. • Se han identificado dos trámites (véase Anexo B) en los cuales se requiere aumentar el tiempo de atención por parte de la Comisión. Por otro lado, se requiere aclarar para certeza jurídica que el plazo de la atención de la prevención no es computable con el tiempo de atención de la Comisión.

Con el devenir del tiempo, las mejoras en los algoritmos y equipos de cómputo, se han acelerado las posibilidades de nuevos reprocesos enfocados a mejorar las respuestas del subsuelo, nuevas tecnologías implican nuevos tiempos. Por otro lado, la competencia entre compañías ha sido importante para la obtención de nuevos productos y diferentes puntos de vista para una mejor determinación del potencial petrolero. Sin embargo, el mercado de potenciales clientes para las compañías de servicios que solicitan y realizan las Autorizaciones ARES, se ha venido reduciendo. Ante esta situación, se observa la necesidad de definir reglas más claras para los derechos de comercialización de los productos ARES, así como para los procesos de reporte de las transacciones comerciales y los ingresos efectivamente cobrados, y del pago de Aprovechamientos.

Alternativa: No emitir Regulación. Por mandato legal, corresponde a la Comisión emitir la regulación y supervisar su cumplimiento por parte de los Asignatarios, Contratistas y Autorizados en las materias de reconocimiento y exploración superficial, por medio de autorizaciones previas necesarias para el desarrollo de estas actividades, por lo que no resulta una alternativa posible para este Órgano Regulador. Los beneficios que esta alternativa implican: 1. El beneficio es que la CNH no erogue recurso técnico-administrativos para emitir la regulación y supervisar su cumplimiento, por lo que no se estaría en posibilidad de otorgar, dar seguimiento y vigilar el cumplimento de las autorizaciones otorgadas a Asignatarios, Contratistas y Autorizados. 2. Al no establecer regulaciones los autorizados pueden efectuar de manera directa y sin dar conocimiento a la CNH, transacciones de datos obtenidos del reconocimiento y exploración superficial, por lo que el país se podría beneficia de la especulación comercial que se genere de estas actividades, la cual depende directamente de la información sísmica con la que se cuente. Sin embargo, se considera que: 1. Los asignatarios y contratistas por mandato legal requieren de una autorización y en caso de no emitir regulación al respecto, no estarían en posibilidades de conocer los procedimientos y requisitos para realizar actividades de exploración y reconocimiento superficial, por lo que no contarían con certeza jurídica. 2. En caso de alguna existiera alguna conducta que provoque algún daño o perjuicio, no conocen las sanciones. 3. Al no existir regulación relativa a las actividades de reconocimiento y exploración superficial se tendría que afrontar el costo que genere la ausencia de un control y monitoreo de las empresas que realizan dichas actividades. 4. Al no tener control y monitoreo de las empresas que realizan dichas actividades, no se podría contar con un Padrón de empresas especializadas en reconocimiento y exploración superficial, el cual tiene como objeto recopilar información respecto a las capacidades técnica y financiera de quienes realizarán trabajos en territorio Nacional. El costo de no emitir dicha regulación podría dar acceso a cualquier empresa con capacidades no idóneas para realizar dichas actividades. 5. En cuanto a la información adquirida, no se contaría con elementos claros que permitieran a asignatarios y contratistas hacer en tiempo y forma la entrega de los datos obtenidos a la Comisión, a través del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos. 6. Sin las presentes disposiciones la CNH no tendría conocimiento de las áreas en las que se realizan actividades de reconocimiento y exploración superficial. 7. La CNH no conocería qué empresas están participando en dichas actividades, ni tendría control de la información comercial y datos, por lo que los interesados podrían definir la exclusividad de estos a favor de sus intereses, los cuales son propiedad de la Nación. 8. El Estado podría no cobrar los aprovechamientos derivados de estas actividades. 9. A largo plazo no se podría hacer un mejor uso de los recursos. 10. Al no emitir ninguna regulación, se correría el riesgo de que cada interesado aplique los procedimientos que a su parecer sean idóneos, lo que puede generar externalidades negativas y abuso del derecho, por ejemplo, los buques de sísmica pueden afectar la pesca al no coordinarse con los tiempos de dicha industria o emplear procedimientos sin normativa de seguridad o realizar actividades en áreas que no cuenten con permiso de particulares o de otras dependencias. Alternativa: Autorregulación Permitir que las actividades de reconocimiento y exploración superficial sean llevadas a cabo a criterio de las Empresas Productivas del Estado o los Particulares reportaría beneficios en el ahorro de costos para el Estado por concepto de personal gubernamental para la creación, instrumentación y seguimiento de la regulación, sin embargo, dichos beneficios resultan pocos comparados con los costos para el Estado ya que: 1. Genera incertidumbre respecto a la metodología y calidad con que se lleven a cabo las actividades. 2. Al no haber un parámetro respecto a la calidad, metodología y disposición de los datos adquiridos, podría generarse un incentivo negativo para las inversiones petroleras, pues no se contaría con la información necesaria para determinar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo. 3. Se podrían generar problemas debido a que cada interesado aplique los procedimientos que a su parecer sean idóneos, lo que podría generar externalidades negativas y abuso del derecho, por ejemplo, los buques de sísmica pueden afectar la pesca al no coordinarse con los tiempos de dicha industria o emplear procedimientos sin normativa de seguridad o realizar actividades en áreas que no cuenten con permiso de particulares o de otras dependencias. 4. No se contaría con mecanismos para dar seguimiento a los planes de trabajo ni a las actividades realizadas en campo, por lo que los operadores podrían permanecer en las áreas de exploración y reconocimiento por largos periodos de tiempo, lo que retrasaría las actividades de otros Asignatarios y Contratistas y del mismo Estado en materia de Planeación. 5. Podrían presentarse incidentes o accidentes, pérdida de inversiones, retraso en la creación e instrumentación de rondas, por considerar solo algunos aspectos. 6. Los interesados podrían utilizar metodologías que no se sujeten a las buenas prácticas y estándares de la industria durante las actividades de reconocimiento y exploración superficial, buscando ahorrar en tecnologías y capacitación, lo que podría generar un costo al poner en riesgo el desarrollo de dichas actividades por la falta de tecnologías, equipo o personal capacitado. 7. Los interesados podrían efectuar la comercialización de la información adquirida y definir la exclusividad de ésta a favor de sus intereses y no del Estado, aunado al hecho de que se podría no cobrar aprovechamientos por esta actividad. Alternativa: Esquemas voluntarios Este esquema no es viable, ya que si las Disposiciones son de forma voluntaria podrían generan un efecto inequitativo para los interesados. Asimismo, al no existir un incentivo para su cumplimiento se generarían costos similares a un esquema de no emitir la Regulación. 1. Las empresas productivas del Estado y los particulares no estarían obligados a realizar auditorías o a permitir que la Comisión supervise el cumplimiento de buenas prácticas durante sus actividades, esto si bien, implicaría un ahorro por evitar los costos de las auditorías y de las supervisiones que realice la Comisión, el costo que implicaría sería el riesgo de que estas actividades no cumplan con las buenas prácticas y estándares de la industria, lo que podría afectar los insumos para las siguientes etapas de exploración y extracción. 2. Las empresas productivas del Estado y los particulares pueden utilizar metodologías que no se sujeten a las buenas prácticas durante las actividades de reconocimiento y exploración superficial, lo que podría implicar un beneficio para las empresas buscando ahorrar en tecnologías y capacitación, generando un costo al poner en riesgo el desarrollo de dichas actividades por la falta de tecnologías, equipo o personal capacitado. 3. Los interesados podrían efectuar la comercialización de la información adquirida y definir la exclusividad de ésta a favor de sus intereses y no del Estado, aunado al hecho de que se podría no cobrar aprovechamientos por esta actividad. 4. Los interesados podrían no entregar los datos, información y reportes en los tiempos indicados, por lo que la CNH contaría con información parcial de las actividades de reconocimiento y exploración superficial.

Si

Gracias a la emisión de las Disposiciones se definieron reglas para desarrollo de proyectos aplicables a los diferentes actores para la obtención de productos derivados de la exploración superficial con una importante campaña, lo que permitió la obtención de mejoras en los productos para la comprensión del potencial petrolero, sin que la nación haya erogado costo directo alguno.

Si

• Aparente exceso de regulación de los procedimientos, ya que los avisos de inicio de Contratistas y Asignatarios deben presentar informes mensuales y trimestrales, además de que el informe final presentado mediante el formato ARES – B – IF contiene información similar al informe final del CNIH Posible solución: Emitir una modificación a las Disposiciones mediante la cual se adecúen los informes trimestrales de tal manera que se evite la duplicidad de información reportada en los informes mensuales. De la misma manera, revisar los Lineamientos para el uso y entrega de información al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos y las Disposiciones con el fin de eliminar las duplicidades entre los informes finales. • Incertidumbre de los derechos comerciales sobre los productos y subproductos derivados por terceros. Posible solución: Emitir una modificación a las Disposiciones para establecer los derechos al aprovechamiento comercial sobre los productos y subproductos, incluyendo el caso en el que estos sean obtenidos por terceros. • Se diferencian los plazos de confidencialidad otorgados a los Asignatarios y Contratistas en comparación con los Autorizados, ya que, conforme a lo establecido en el artículo 40 de las Disposiciones, para los primeros la confidencialidad tiene un plazo de 12 años tanto para la adquisición de datos de campo, su procesamiento, reprocesamiento e interpretaciones, mientras que para los Autorizados, si el reprocesamiento de datos se deriva de datos existentes en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, que no sean confidenciales, se otorga un periodo de aprovechamiento comercial de seis años, en todos los demás casos el periodo es de 12 años. Esta diferencia puede repercutir en la rentabilidad y participación de los Autorizados. Posible solución: Homologar los plazos de Asignatarios y Contratistas con los Autorizados el plazo de confidencialidad para el reprocesamiento de datos se deriva de datos existentes en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, que no sean confidenciales, a un periodo de aprovechamiento comercial de seis años. • Cuando un tercero es subcontratado por Contratistas y Asignatarios no requiere estar en el Padrón, mientras si es subcontratado por un Autorizado, si está sujeto a dicha obligación conforme a lo establecido en el artículo 7 de las Disposiciones, lo cual implica una falta de control de la Comisión sobre la idoneidad de las compañías que realizan ARES. Posible solución: Implementar la obligación de que todas las compañías que sean subcontratadas para realizar actividades ARES se encuentran debidamente inscritas en el Padrón. • Existe una indeterminación sobre el tratamiento que se da a los datos producto del proceso de datos sísmicos, los cuales por su naturaleza técnica requieren sobrepasar los límites de las áreas contractuales, sin embargo, la regulación actual y la Ley de Hidrocarburos circunscribe el derecho de los Contratistas a realizar ARES únicamente en el perímetro de sus Áreas Contractuales. Posible solución: Emitir una modificación a las Disposiciones mediante la cual se otorgue certeza respecto del alcance de la potestad que otorga la Ley de Hidrocarburos para que los operadores petroleros realicen ARES en sus áreas contractuales o de asignación. • Se han identificado dos trámites (véase Anexo B) en los cuales se requiere aumentar el tiempo de atención por parte de la Comisión. Por otro lado, se requiere aclarar para certeza jurídica que el plazo de la atención de la prevención no es computable con el tiempo de atención de la Comisión. Posible Solución: Emitir una modificación a las Disposiciones mediante la cual se aclare que el plazo de la atención de la prevención no es computable con el tiempo de atención de la Comisión. Respecto de los trámites, véase anexo B.

• Aparente exceso de regulación de los procedimientos, ya que los avisos de inicio de Contratistas y Asignatarios deben presentar informes mensuales y trimestrales, además de que el informe final presentado mediante el formato ARES – B – IF contiene información similar al informe final del CNIH Posible solución: Emitir una modificación a las Disposiciones mediante la cual se adecúen los informes trimestrales de tal manera que se evite la duplicidad de información reportada en los informes mensuales. De la misma manera, revisar los Lineamientos para el uso y entrega de información al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos y las Disposiciones con el fin de eliminar las duplicidades entre los informes finales. • Incertidumbre de los derechos comerciales sobre los productos y subproductos derivados por terceros. Posible solución: Emitir una modificación a las Disposiciones para establecer los derechos al aprovechamiento comercial sobre los productos y subproductos, incluyendo el caso en el que estos sean obtenidos por terceros. • Se diferencian los plazos de confidencialidad otorgados a los Asignatarios y Contratistas en comparación con los Autorizados, ya que, conforme a lo establecido en el artículo 40 de las Disposiciones, para los primeros la confidencialidad tiene un plazo de 12 años tanto para la adquisición de datos de campo, su procesamiento, reprocesamiento e interpretaciones, mientras que para los Autorizados, si el reprocesamiento de datos se deriva de datos existentes en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, que no sean confidenciales, se otorga un periodo de aprovechamiento comercial de seis años, en todos los demás casos el periodo es de 12 años. Esta diferencia puede repercutir en la rentabilidad y participación de los Autorizados. Posible solución: Homologar los plazos de Asignatarios y Contratistas con los Autorizados el plazo de confidencialidad para el reprocesamiento de datos se deriva de datos existentes en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, que no sean confidenciales, a un periodo de aprovechamiento comercial de seis años. • Cuando un tercero es subcontratado por Contratistas y Asignatarios no requiere estar en el Padrón, mientras si es subcontratado por un Autorizado, si está sujeto a dicha obligación conforme a lo establecido en el artículo 7 de las Disposiciones, lo cual implica una falta de control de la Comisión sobre la idoneidad de las compañías que realizan ARES. Posible solución: Implementar la obligación de que todas las compañías que sean subcontratadas para realizar actividades ARES se encuentran debidamente inscritas en el Padrón. • Existe una indeterminación sobre el tratamiento que se da a los datos producto del proceso de datos sísmicos, los cuales por su naturaleza técnica requieren sobrepasar los límites de las áreas contractuales, sin embargo, la regulación actual y la Ley de Hidrocarburos circunscribe el derecho de los Contratistas a realizar ARES únicamente en el perímetro de sus Áreas Contractuales. Posible solución: Emitir una modificación a las Disposiciones mediante la cual se otorgue certeza respecto del alcance de la potestad que otorga la Ley de Hidrocarburos para que los operadores petroleros realicen ARES en sus áreas contractuales o de asignación. • Se han identificado dos trámites (véase Anexo B) en los cuales se requiere aumentar el tiempo de atención por parte de la Comisión. Por otro lado, se requiere aclarar para certeza jurídica que el plazo de la atención de la prevención no es computable con el tiempo de atención de la Comisión. Posible Solución: Emitir una modificación a las Disposiciones mediante la cual se aclare que el plazo de la atención de la prevención no es computable con el tiempo de atención de la Comisión. Respecto de los trámites, véase anexo B.

El instrumento regulatorio que se evalúa corresponde a un AIR de Impacto Moderado con Análisis de impacto en la competencia; por lo tanto, no aplican las preguntas relacionadas a esta sección.

El instrumento regulatorio que se evalúa corresponde a un AIR de Impacto Moderado con Análisis de impacto en la competencia; por lo tanto, no aplican las preguntas relacionadas a esta sección.

Las actividades de ARES que se desarrollan en el territorio mexicano generan como producto información, la cual constituye un activo intangible valioso para la nación y para los interesados en realizar actividades de exploración y posterior extracción de hidrocarburos. La disponibilidad de la información ha incrementado gracias a la emisión de las Disposiciones, especialmente durante los primeros años de su implementación, no obstante, en los periodos más recientes el crecimiento en la oferta ha sido menor, debido a factores como la caída de los precios petroleros entre 2018 y 2020 así como la pandemia generada por la Covid-19, como se puede observar en las gráficas. (Véase Anexo A. Formulario AIR (ARES)). Respecto a los precios de este activo intangible, si bien, la oferta ha disminuido por los factores antes mencionados, los precios en cuanto a la adquisición de datos tanto 2D como 3D ha aumentado, pasando de un precio de $1,000 en el periodo 2015-2016 a $1,300 en el periodo 2018-2019 en cuanto a datos 2D, y pasando de un precio de $38,000 en el periodo 2015-2016 a $47,000 en el periodo 2018-2019 en cuanto a datos 3D. Por otra parte, los precios para el reprocesamiento de datos ha disminuido, pasando de un precio de $320 en el periodo 2015-2016 a $200 en el periodo 2018-2019 en cuanto a datos 2D, y de un precio de $9,400 en el periodo 2015-2016 a $9,300 en el periodo 2018-2019 en cuanto a datos 3D . Otro factor a considerar que influye en el precio, pero con poca incidencia, es el pago de aprovechamientos a la nación, que implican las transacciones comerciales efectivamente cobradas, de entre 2.5 y 7.5% del monto del cobro, a manera de regalías al Estado por el usufructo de los productos ARES conforme a la Ley. Cabe resaltar que un beneficio adicional que ha generado la regulación es la disponibilidad de información para uso de la nación a través de la Comisión, y posterior posibilidad de compra – venta por parte de los interesados que cumplan con las Disposiciones aplicables cuando fenezcan los plazos de confidencialidad.

Mediante las Disposiciones se establece una regulación diferenciada, toda vez que los particulares deben obtener una Autorización, mientras que los Asignatarios y Contratistas están exentos de esta obligación, pero deben presentar un aviso de inicio de actividades. No obstante, esta diferencia en las obligaciones está plenamente justificada toda vez que los Asignatarios y Contratistas tienen derechos y obligaciones establecidas en sus Contratos y Asignaciones que, entre otras actividades, incluyen la posibilidad de realizar ARES como parte de las actividades de exploración o evaluación en sus áreas correspondientes. Cabe señalar que la carga administrativa a la que están sujetos los Asignatarios y Contratistas es mayor, puesto que deben cumplir con toda la regulación emitida por la Comisión, incluyendo la presentación de los planes y programas, que deberá incluir la ejecución de ARES. Asimismo, el artículo 37 de la LH establece que para que los Asignatarios y Contratistas puedan realizar esta actividad, aunado a la presentación del aviso, deben cumplir con las obligaciones que se establezcan en la regulación que emita la Comisión, la cual prevé los requisitos que deberán contener dichos avisos dependiendo de la modalidad de la ARES y los cuales contemplan los aspectos indispensables que exige la realización de un Proyecto y que no se contemplan en los planes y programas presentados por los operadores. En ese sentido, se aprecia que los Asignatarios, Contratistas y Autorizados deben presentar a la Comisión, según la regulación que les aplique, la información indispensable respecto a la ejecución de ARES; por lo cual, la entrega de un aviso no restringe la competencia o eficiencia del mercado. Adicionalmente, es preciso señalar que esta regulación es aplicable a grandes empresas, ya que las características de las actividades altamente intensivas en capital impiden la participación de pequeños negocios, por lo cual este sector no se ve afectado con la regulación.

Mediante las Disposiciones se establece una regulación diferenciada, toda vez que los particulares deben obtener una Autorización, mientras que los Asignatarios y Contratistas están exentos de esta obligación, pero deben presentar un aviso de inicio de actividades. No obstante, como se explicó en la pregunta No. 18, debido a la regulación a la que están sujetos los Asignatarios y Contratistas, estos también presentan la información necesaria correspondiente a las actividades de ARES mediante la presentación de los planes y programas. Si las Disposiciones no hubieran considerado esta diferenciación, se incurriría en una duplicación de la carga administrativa, equivalente al costo administrativo de la Solicitud de Autorización de Reconocimiento y Exploración Superficial, estimado en $1891 (véase Anexo F. Metodología Cálculo Costo – Beneficio, pestaña A.1. Cálculo costo de trámites), multiplicado por la cantidad de Asignatarios y Contratistas que han presentado avisos del inicio de ARES, correspondiente a 246 durante el periodo de análisis. Es decir, gracias a la diferenciación establecida se evita una duplicidad de carga regulatoria cuyo costo ascendería a $465,186. Finalmente, es preciso señalar que esta regulación es aplicable a grandes empresas, ya que las características de las actividades altamente intensivas en capital impiden la participación de pequeños negocios, por lo cual este sector no se ve afectado con la regulación.

Se analizaron los montos de ventas de la información remitida por los operadores petroleros mediante los formatos ARES – C, y se realizó una proyección para los próximos tres años mediante la herramienta de pronóstico de Excel, encontrando que, si bien se continuarán generando beneficios, es posible que su monto disminuya en el futuro próximo, aunque también se espera una recuperación durante 2021 y 2022 antes del descenso, como se observa en la siguiente gráfica. Esto se puede explicar por las mismas razones que han influido en la disminución de la oferta de información, es decir, la reducción de las licitaciones de campos petroleros, las posibles bajas en el precio internacional del petróleo y los efectos que puedan continuar generándose por la crisis económica generada por la pandemia del Covid -19. No obstante, se estima que los beneficios cualitativos que se han generado continuarán observándose, entre los que se incluye: • Certeza jurídica a los Asignatarios, Contratistas y Autorizados que realicen o estén interesados en realizar actividades de ARES. • Contar con un padrón de empresas que realicen actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, lo que permite contar con información sobre quienes realicen dichas actividades en México completa, confiable, actualizada y oportuna, coadyuvando a que estas actividades se realicen siguiendo la utilización de las mejores prácticas y estándares de la industria. • Aumento en la disponibilidad de la información para uso de la nación a través de la Comisión, lo cual permite acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país, así como, generar la posibilidad de obtener beneficios derivados de la venta de la información obtenida a los interesados que cumplan con las Disposiciones aplicables cuando fenezcan los plazos de confidencialidad. • Eliminación de la exclusividad en el desarrollo de actividades ARES, lo que ha permitido que diversas compañías generen información sobre las mismas áreas, de tal manera que es posible realizar una comparación de la información generada por diferentes fuentes, aumentando la confiabilidad de la misma. En cuanto a los costos, se estima que estos se reducirán de manera proporcional a la disminución de los beneficios, debido a que se espera una reducción en la presentación de trámites tales como avisos de inicio, solicitudes de inscripción al padrón, solicitudes de autorización, entre otros.

Entre los beneficios cualitativos, que no resultan cuantificables debido a su carácter intangible y no cotizado en los mercados, se encuentran los siguientes: • Certeza jurídica, al permitir a las compañías interesadas en realizar actividades de ARES observar un procedimiento claro para solicitar las autorizaciones correspondientes. Este beneficio corresponde a uno de los objetivos establecidos en el momento de la emisión de la regulación, consistente en “Establecer los procedimientos, elementos y criterios para otorgar, dar seguimiento o terminar las autorizaciones de reconocimiento y exploración superficial, así como establecer los términos, condiciones, notificaciones y tiempos de entrega de informes para dar seguimiento y cumplimiento a las autorizaciones otorgadas”. • Un beneficio adicional que ha generado la regulación es la disponibilidad de información para uso de la nación a través de la Comisión, y posterior posibilidad de compra – venta por parte de los interesados que cumplan con las Disposiciones aplicables cuando fenezcan los plazos de confidencialidad. • Gracias a la emisión de la regulación y la instrumentación la eliminación de la exclusividad, se ha permitido que diversas compañías generen información sobre las mismas áreas, de tal manera que es posible comparar la información generada por diferentes fuentes.

La supervisión de las actividades principalmente se realiza mediante seguimiento documental de gabinete, a través de los informes trimestrales de avance. Adicionalmente, en algunas ocasiones se han verificado comparecencias de algunos regulados para que presenten los avances del o los proyectos en desarrollo. Asimismo, en algunos casos se ha realizado la validación al plan de trabajo para verificar que haya sido ejecutado conforme al aprobado por la Comisión. El seguimiento y supervisión de las actividades ARES, contribuye a garantizar una adecuada aplicación de la regulación y cumplimiento en tiempo y forma por parte de los Operadores y Autorizados.

Durante 2015 y 2019 se realizaron en promedio 9 comparecencias anuales a los Autorizados. A partir de 2021, la Comisión cuenta con el Programa Anual de Visitas de Verificación e Inspección regulado mediante los Lineamientos de Supervisión, el cual es aprobado por el Órgano de Gobierno y permite programar de manera ordenada las visitas de verificación, de tal manera que en 2021 se realizaron 3 visitas. Como resultado del seguimiento de los avances manifestados por los regulados y la verificación del cumplimiento, se han obtenido los siguientes resultados: • Existen algunas compañías (principalmente operadores petroleros) que no manifiestan sus avances, lo cual se ha identificado gracias a la manifestación de avances en los reportes mensuales ante otras instancias de la Comisión. Como resultado, la Comisión ha solicitado mediante oficio el reporte de información. • Hasta el momento se han aplicado dos sanciones a compañías por incumplimiento a las Disposiciones. • No ha resultado necesaria la presencia de organismos de certificación, unidades de verificación ni terceros autorizados, y tampoco se han interpuesto recursos contra la regulación implementada.

Se revisarán los Lineamientos para el uso y entrega de información al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos con el fin de identificar la homologación en la presentación de cierta información, especialmente la relativa a los informes finales, de tal manera que se eviten duplicidades.