Nuevas reglas para el cálculo del Derecho Petrolero para el Bienestar

Con fecha 23 de abril de 2024, se publica en el Diario Oficial de la Federación el Acuerdo por el que se expiden las Reglas de carácter general para definir los métodos de ajuste del valor de los hidrocarburos del Derecho Petrolero para el Bienestar y se regula la presentación de los reportes a que se refiere el artículo 49 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.


A través de este acuerdo se expiden nuevas reglas de carácter general para definir los métodos de ajuste del valor de los hidrocarburos, así como para regular la presentación de reportes conforme al Artículo 49 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LIH). Este marco reglamentario responde a reformas recientes que redefinen el papel de Petróleos Mexicanos (Pemex) y fortalecen la función recaudatoria del Estado mediante el llamado “Derecho Petrolero para el Bienestar”.

  1. Contexto jurídico y finalidad del Acuerdo
    El Acuerdo se fundamenta en los Artículos 48 y 49 de la LIH, y en diversas disposiciones reglamentarias. Surge tras la expedición de una nueva Ley de Pemex y reformas a la LIH publicadas el 18 de marzo de 2025. Estas reformas refuerzan el rol de Pemex como asignatario en actividades de exploración y extracción, y redefinen los mecanismos de cálculo para los pagos que debe realizar al Estado.

La finalidad del Acuerdo es doble:

  1. Estandarizar los métodos de cálculo del valor de los hidrocarburos, para determinar el derecho petrolero para el bienestar.
  2. Regular la entrega de información económica (producción, costos, inversiones y precios) que permita a la SHCP supervisar con rigor las contribuciones que debe realizar Pemex por sus asignaciones.
  1. Valoración del Petróleo Crudo
    El valor del petróleo se determina por tipo, clasificado por su densidad API y contenido de azufre. Se establecen 15 combinaciones de tipo (desde súper-ligero/dulce hasta extra-pesado/amargo). Para cada tipo se calcula un precio promedio ponderado a partir de los CFDI asociados a operaciones de exportación.

Se excluyen:

    • Rectificaciones de pedimentos,
    • Ingresos extraordinarios no asociados a ventas originales,
    • Devoluciones, descuentos y bonificaciones extemporáneas.


En caso de no haber exportación, el valor se calcula con referencia al Brent, ajustado por el contenido de azufre y tipo API.


El volumen extraído se estima con base en datos medidos en los Puntos de Medición y ajustado por consumo interno, derramas, y quema. El valor acumulado por asignación se obtiene multiplicando este volumen por el precio ponderado calculado.


III. Valoración del Gas Natural
El gas natural se valora por componente: metano, etano, propano, butanos y pentanos en adelante. Cada componente se mide en MMBTU y se convierte a valor monetario con base en precios ponderados en los Centros de Transferencia de Gas, utilizando parámetros de cromatografía y valores calóricos estándar definidos en normas internacionales (como la GPA 2145-09 y el API MPMS 14.5).


Los ingresos se estiman por componente con base en su fracción molar y poder calorífico. Se excluye el gas reinyectado, pero se incluye el gas quemado o venteado.


  1. Condensados y su equivalencia
    Los condensados, presentes en mezclas de gas natural (pentanos en adelante), se convierten a barriles equivalentesmediante fórmulas basadas en la fracción molar de los componentes pesados y la densidad del gas. Se determinan precios ponderados a partir de los precios del Brent y el tipo de cambio promedio.
  2. Aplicación de tasas del Derecho Petrolero para el Bienestar
    Las tasas aplicables varían según el tipo de hidrocarburo y la región de extracción:


    • Petróleo crudo:
      • Terrestre, aguas someras y Chicontepec: tasa del Artículo 39, fracción I.
      • Aguas profundas: fracción III.
    • Condensado:
      • En áreas de gas no asociado: fracción II.
    • Tasa ponderada:
      • Se aplica a áreas con hidrocarburos diversos o mezclas, mediante una fórmula proporcional al valor por tipo y área.


  1. Presentación de reportes conforme al Artículo 49 de la LIH
    El Acuerdo regula en detalle la entrega de reportes trimestrales y anualessobre:


    • Producción (en volumen y petróleo crudo equivalente),
    • Inversiones (exploración, evaluación, desarrollo, producción),
    • Gastos operativos (incluyendo costos de abandono),
    • Precios promedios observados,
    • Reservas 1P, 2P y 3P,
    • Comparativos entre proyecciones y resultados,
    • Variables adicionales (tarifa Netback, valor fiscal remanente, porcentaje de comercialización del gas).


Estos reportes deben entregarse a la Unidad de Política de Ingresos no Tributarios y sobre Hidrocarburos conforme a los Anexos I y II.


VII. Nuevas delimitaciones territoriales
Se establecen cinco categorías de áreas de asignación:

    • Paleocanal de Chicontepec,
    • Áreas terrestres,
    • Áreas marinas con tirante menor a 500 metros,
    • Áreas marinas con tirante mayor a 500 metros,
    • Áreas exclusivas de gas natural no asociado.

Esta delimitación es clave para aplicar las tasas diferenciadas del derecho petrolero.


VIII. Consideraciones finales y derogación
El Acuerdo deroga expresamente el marco regulatorio emitido en 2015, que había quedado desfasado tras las recientes reformas estructurales. Asimismo, confirma que sus disposiciones aplican desde la entrada en vigor de la reforma de marzo de 2025.