De nueva cuenta, las modificaciones al régimen fiscal aplicable a Petróleos Mexicanos (Pemex) se presentan como parte de la Ley de Ingresos. La gestión gubernamental actual plantea cambios estratégicos en busca de mejorar la economía energética del país. El gobierno de México anunció un nuevo régimen fiscal para Petróleos Mexicanos (Pemex) que busca simplificar la tributación de la petrolera estatal y fortalecer sus finanzas.
En esta ocasión, el régimen aplicable durante el ejercicio fiscal 2025 está contenido en tres artículos transitorios de la Iniciativa de Ley de Ingresos para el Ejercicio Fiscal 2025 (LIF). A partir de 2025, Pemex pagará un único impuesto denominado Derecho Petrolero para el Bienestar (DPB), eliminando los tres derechos vigentes hasta ahora: Derecho de Explotación, Derecho de Extracción de Hidrocarburos y Derecho de Utilidad Compartida (DUC).
Evolución del Régimen Fiscal de Pemex
Se describe el régimen fiscal que aplicaba a Petróleos Mexicanos (Pemex) hasta 2005 así como la problemática que generaba en la situación financiera de Pemex y en la toma de decisiones eficientes de inversión. El régimen aplicable a estas actividades era una tasa respecto a sus utilidades.
El Régimen Especial de Derechos (RED)
La producción, distribución y comercialización de petrolíferos y petroquímicos provocaba pérdidas a Pemex cuando se consolidaban sus ingresos, ya que estas actividades estaban incluidas dentro del esquema conocido como RED. Debido a que aplicaba una tasa de 60.8% en los ingresos totales de estas actividades, la mayoría de los proyectos de inversión asociados a estas actividades no eran rentables después de derechos. En el mundo, cuando el precio del crudo es alto, las empresas petroleras aprovechan los ingresos adicionales para reducir sus niveles de apalancamiento o para invertir. Sin embargo, la RED dejaba a Pemex indiferente a estas situaciones, ya que le impedía disponer de esos recursos excedentes.
Un inconveniente notorio que tenía la RED era la doble tributación que se generaba cuando se exportaba crudo y cuando se importaban productos (gasolina, diésel o gas LP) para cubrir la demanda nacional. El crudo exportado y reimportado como refinado por Pemex causaba doble tributación, la primera como venta de crudo y la segunda como venta de petrolíferos.
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Otro inconveniente del régimen fiscal conocido como RED es que el monto de los derechos pagados es muy variable como porcentaje de la utilidad neta antes de derechos, debido a que la volatilidad en los precios del crudo y el diseño de la RED hacen que la tasa fiscal implícita al flujo de ingresos de Pemex se incremente y reduzca en proporción directa al precio del crudo, haciéndola muy volátil y, en consecuencia, poco predecible, lo que no ha permitido una planeación de largo plazo orientada a maximizar el valor de la empresa. Un problema adicional de la RED es que generaba distorsiones en la asignación del capital a los proyectos de inversión, ya que modificaba las elecciones antes y después de derechos.
Transición y el Nuevo Régimen Fiscal
Se describe el nuevo régimen fiscal y sus beneficios enfocándose en el efecto que provoca en la cartera de inversión de la empresa, permitiendo que un gran número de proyectos que con el régimen fiscal anterior tenían resultados financieros negativos después de impuestos, con el nuevo régimen fiscal sean rentables económicamente. En los primeros tres años la reducción de la carga fiscal se hizo modificando la LISH y a partir de 2022, a través de las leyes de ingresos de los respectivos ejercicios fiscales.
Desde la reforma del 2014, Pemex tiene casi todas sus operaciones mediante asignaciones pagando una utilidad compartida al Estado. El Derecho por la Utilidad Compartida (DUC), el principal gravamen que pagaba la petrolera, pasó de 65% a sólo 30% de 2019 a 2024. El DUC quedó así como una instrucción anual que se presenta en la Ley de Ingresos de cada ejercicio.
La Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH), que contiene al “régimen permanente” no se modifica. Según Edgar Zamora, subsecretario de Hacienda, esta medida tiene como objetivo condensar las eficiencias operativas en un solo tributo, manteniendo neutralidad en las finanzas públicas.
El Derecho Petrolero para el Bienestar (DPB)
El Gobierno Federal presentó un nuevo régimen fiscal para Petróleos Mexicanos (Pemex) que simplifica los pagos al Estado. Será a partir de 2025 cuando Pemex pagará un único impuesto sobre la producción de hidrocarburos, denominado Derecho Petrolero para el Bienestar, con las siguientes tasas:
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| Concepto | Tasa (%) |
|---|---|
| Crudo | 30 |
| Gas no asociado | 11.63 |
Édgar Amador, subsecretario de Hacienda, detalló la simplificación del régimen fiscal de Pemex. Dijo que, actualmente, la empresa paga derechos por exploración, extracción y utilidad compartida, los cuales serán migrados hacia un solo derecho, denominado “Derecho Petrolero para el Bienestar”. Esta simplificación permitirá capturar eficiencias productivas y facilitará que los ingresos de Pemex sean destinados al bienestar de los mexicanos. En el tema de las tasas del DPB, llama la atención que, aunque en forma mucho menos agresiva, abrupta y compleja; se regresa a la lógica imperante durante la vigencia por muchos años del Régimen Especial de Derechos (RED) de establecer el punto de inflexión de la tasa en el precio del crudo estimado para la elaboración del paquete económico anual.
Con la LIF, al no haber deducciones, la base gravable será de 70 dólares por barril que se extrae y se le aplicará el 30.771% del DPB, si los precios en 2025 promediaran los 70 dólares por barril. El artículo trigésimo primero transitorio, exenta a Pemex (y a la CFE) del pago del impuesto sobre la renta (ISR). Sin dejar de ser algo positivo, lo cierto es que el ISR representa generalmente algo más del 1% del total de impuestos y derechos que entera Pemex al fisco.
Impacto y Desafíos del Nuevo Régimen
Por otro lado, en sentido contrario, preocupa la eliminación de las deducciones porque aumenta sensiblemente la base gravable de Pemex. De entrada, hace menos rentables (en algunos casos, quizás, de plano no rentables) la explotación en campos de alta complejidad geológica, como el paleocanal de Chicontepec. La circunstancia descrita se agudiza en el caso del gas no asociado, puesto que los propios costos de producción dificultan seriamente la rentabilidad de nuestros yacimientos más promisorios como Lakach.
Aunque el gobierno asegura que este esquema es más transparente y reducirá los gastos de Pemex, algunos expertos señalan que podría traer consecuencias negativas. Entre las voces está la de Gonzalo Monroy, director de la consultora GMEC, quien calificó la reforma como una "tremenda decepción", ya que el “nuevo” régimen es prácticamente el mismo que se utilizó entre 1994 y 2008. De acuerdo con el especialista, ese esquema fiscal provocó que Pemex tuviera que emitir deuda para cubrir los altos impuestos, lo que incrementó la carga financiera de la empresa.
Finalmente, el artículo trigésimo segundo transitorio establece que los “ingresos excedentes a que se refiere el artículo 102, fracción VII de la Ley de Petróleos Mexicanos, se utilizarán previa autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público de conformidad con los lineamientos que emita dicha Secretaría. De manera que la LIF traslada a la Secretaría de Hacienda, en forma ampliada, porque puede disponer de los ingresos excedentes para fines distintos a los señalados en el párrafo de referencia; una facultad que en la Ley de Pemex le corresponde a su Consejo de Administración, minando así un avance en la autonomía de gestión de nuestra petrolera.
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Principios para un Régimen Fiscal Competitivo
Se presenta una descripción de los factores que deben tomarse en cuenta en el establecimiento de un régimen fiscal para la actividad petrolera y que asegure una apropiada explotación de los recursos naturales. La elaboración de un régimen fiscal apropiado para las actividades petroleras debe tomar en cuenta los riesgos económicos y geológicos asociados a esta actividad. Considerando estos factores, el régimen debe permitir ganancias razonables a las empresas concesionarias. Si el régimen fiscal permite una adecuada combinación entre rendimiento y riesgo, habrá interés de las empresas en desarrollar las actividades petroleras; sin embargo, la aplicación de una carga fiscal excesiva, no compensada por un riesgo geológico bajo, forzosamente evitaría el interés de las empresas concesionarias en participar en el desarrollo petrolero del país correspondiente.
Un elemento fundamental para promover la actividad petrolera en cualquier país es que exista un equilibrio adecuado entre la apropiación de la renta económica y el rendimiento de la inversión que obtengan las empresas productoras por desarrollar el hidrocarburo en su territorio. Cualquier régimen fiscal aplicable a Petróleos Mexicanos debe diferenciar claramente la renta económica perteneciente a la nación del rendimiento de la inversión que se obtenga por el uso de los activos, de manera que permita a Pemex tener una situación financiera sustentable en el mediano y largo plazos y garantice a la nación una explotación eficiente de los recursos petroleros.
El nuevo régimen fiscal resulta competitivo al compararlo con los regímenes fiscales de países con características geológicas, de costos de desarrollo y de producción similares a los de México que permiten deducir del pago de derechos, los costos de exploración de crudo y gas, lo cual se traducirá en una mayor actividad de exploración y producción e implica una mayor incorporación de reservas y producción de hidrocarburos. Asimismo, promueve un mantenimiento adecuado de las instalaciones petroleras al hacer deducibles de derechos los costos relacionados con estas actividades. Permite dar un tratamiento fiscal diferenciado a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos respecto a las actividades relacionadas con el procesamiento del petróleo, del gas y la producción de petroquímicos.
Por otro lado, con el régimen fiscal anterior (RED) Pemex Exploración y Producción tiene incentivos a no realizar la mayoría de los proyectos relacionados con los yacimientos y cuentas con la mayor cantidad de reservas y recursos prospectivos (Chicontepec, aguas profundas, gas no asociado, etc.), ya que resultan negativos o marginales al aplicar el régimen fiscal. Sin embargo, con la aplicación del nuevo régimen fiscal el valor económico de la cartera se incrementa debido a que permite que muchos proyectos resulten rentables para la empresa.
Un componente importante del nuevo régimen fiscal es el costo de producción deducible de la base gravable. Un reto para el gobierno Federal y la empresa es vigilar la evolución de este costo, ya que en su fijación deberá considerarse la composición de la cartera de inversiones de la empresa y la curva de costo de producción en dicha cartera. El riesgo del gobierno federal es permitir la deducción de costos de producción por encima de los costos eficientes, lo que generaría el dispendio y la destrucción de valor económico.
Situación Financiera y Operativa de Pemex
Aunque el gobierno ha declarado que no recurrirá a los mercados de capital en el corto plazo, la empresa deberá manejar cuidadosamente sus compromisos, que actualmente representan el 84% de su presupuesto planificado para 2024 y podrían exceder el 90%. En conversación con Surtidores Latam, Ramsés Pech, especialista en temas energéticos, destacó que aunque simplificar los impuestos es una medida que podría aligerar la carga administrativa de Pemex, persisten desafíos estructurales graves. “La realidad es que Pemex tiene una deuda a proveedores que está afectando a muchas empresas. El recorte en inversión y los pagos atrasados generan un impacto directo en la economía de estados, así como en las pequeñas y medianas empresas que dependen de la petrolera”, explicó. Este problema de deuda se combina con un ajuste en el presupuesto destinado a exploración y producción, que ha disminuido significativamente desde 2021. En ese año, se destinaron 165.000 millones de pesos a aguas someras, mientras que para 2025 se prevé una asignación de apenas 93.000 millones. La contracción presupuestaria podría afectar especialmente a los estados productores de petróleo, como Campeche, Tabasco, Veracruz y Tamaulipas.
A pesar de los cuantiosos beneficios fiscales, Pemex no ha logrado detener su desplome productivo. Al cierre de 2024, la petrolera produjo en promedio 1,485 miles de barriles diarios (mbd) de crudo, el peor nivel desde 1990 que se tiene registro. Además, se quedó por debajo de la meta de producción establecida por la Secretaría de Hacienda (1,745 mbd) para 2024. La caída en la producción de crudo y la disminución de derechos cobrados a la petrolera han provocado que los recursos que paga Pemex a la federación tuvieran en 2024 su peor nivel desde 1990. Al cierre de 2024, la renta pública por la venta de petróleo fue de 959 mmdp, una reducción de 27% (362 mmdp) contra el cierre del sexenio de Peña Nieto.
Debido a que la empresa tuvo una reducción en su pago de derechos, sus ingresos petroleros en 2024 fueron incluso 28% (165 mmdp) superiores a los de 2018, mientras que los ingresos exclusivos de la Federación cayeron en 72% (527.6 mmdp). De esta forma, en 2024 Pemex se quedó con 79% de la renta petrolera, mientras que el Gobierno sólo obtuvo el 21%, la peor distribución histórica. En 2018, todavía el 55% de los ingresos petroleros iban a la federación para financiar, entre otros, el gasto público en salud o educación. El resto se lo quedaba Pemex.
Como se mencionó, los ingresos que aportó Pemex a la Federación sumaron, para diciembre, 203.9 mmdp, pero el Gobierno le devolvió 176.5 mmdp vía transferencias. Otra forma de verlo es que en 2024 Pemex aportó recursos de solamente 208 pesos por persona, mientras que en 2018 aportaba 5,835 pesos. Este retroceso de 96% equivale a 5,627 pesos menos per cápita.
El director general de Pemex, Víctor Rodríguez, señaló que esta reforma tributaria permitirá liberar recursos para inversiones, atender la deuda financiera y con proveedores, y cubrir necesidades operativas. La empresa prevé recortar 50.000 millones de pesos en costos mediante la consolidación de sus más de 40 subsidiarias en una estructura única, más eficiente y resiliente. En términos operativos, Pemex espera incrementar sus reservas 3P (probadas, probables y posibles) de 18.9 a 20.3 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente para 2030. Este esfuerzo incluye la exploración en aguas someras y campos terrestres con técnicas avanzadas, con el objetivo de garantizar 10 años de consumo energético para el país. Sin embargo, los expertos advierten que las inversiones en estas áreas se han reducido considerablemente, lo que podría comprometer estas metas.