El régimen fiscal de Petróleos Mexicanos (Pemex) no permite la deducción en costos de operaciones, lo cual disminuiría el atractivo de realizar inversiones en exploración y extracción, según el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO),
“El nuevo esquema no permite deducciones de costos por parte de Pemex, esto puede reducir el atractivo de llevar a cabo nuevas inversiones en exploración y extracción y favorecer la explotación de campos de menor riesgo financiero, desarrollados o maduros”, explicó IMCO.
“Derecho Petrolero para el Bienestar”
El nuevo régimen fiscal, llamado “Derecho Petrolero para el Bienestar”, grava desde 2025 los hidrocarburos extraídos con 30 por ciento para:
- Petróleo
- Gas asociado
- Condensados
- Así como el 11.63 por ciento para gas no asociado
De acuerdo con estimaciones del IMCO, si el nuevo régimen fiscal de Pemex hubiera estado vigente durante 2024, la empresa habría pagado 10.6 por ciento menos en impuestos y derechos, lo que representa un ahorro de aproximadamente 26.6 mil millones de pesos.
Además, la imposibilidad de deducir costos y la concentración de decisiones bajo el nuevo régimen fiscal podría hacer que la empresa priorice campos maduros o de menor riesgo financiero, en lugar de arriesgarse a explorar nuevos yacimientos.
Lo anterior podría tener implicaciones sobre su capacidad de expansión y sostenibilidad a largo plazo.
Restricciones fiscales que limitan a Pemex
El nuevo régimen fiscal de Pemex, al no permitir deducciones de costos, reduce los incentivos económicos para invertir en exploración y desarrollo de nuevos yacimientos.
“Esto hace que la empresa pueda preferir campos maduros o de menor riesgo, en lugar de arriesgarse en zonas nuevas o complejas”, según IMCO.
Esta limitación impacta directamente los 21 proyectos mixtos que Pemex evalúa, incluidos Trión y Zama, los cuales requieren inversión significativa y cierto nivel de riesgo compartido.
Si los incentivos para asumir riesgos disminuyen, la ejecución de estos proyectos podría retrasarse, afectando los objetivos de producción de la empresa.
En consecuencia, alcanzar la meta de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos y revertir el declive de producción se vuelve más difícil.
Según IMCO, la caída de nuevos pozos terminados y la disminución de la producción en el primer semestre de 2025 reflejan cómo estas restricciones fiscales pueden limitar la capacidad de Pemex para expandir su producción y cumplir metas hacia 2030.
Únicamente entre enero y junio de 2025 la producción total de hidrocarburos líquidos cayó 9.9 por ciento comparado con el mismo periodo del año anterior.
“Revertir este declive requiere que Pemex aumente significativamente su actividad de exploración y producción”, expone el análisis.
Además, Pemex reportó únicamente 32 nuevos pozos terminados y en condiciones de producir hidrocarburos, lo que representa una caída de 59 por ciento frente a los 78 pozos registrados en 2024.
“La apuesta central de Pemex para corregir esta reducción son las asignaciones mixtas; sin embargo, si se quieren cosechar resultados para 2030, es necesario acelerar su adjudicación e ir más allá y licitar nuevos proyectos”, concluyó.
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KL
