Reforma a la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos

Con fecha 18 de marzo de 2025, se publica en la edición vespertina del Diario Oficial de la Federación el Decreto por el que se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.


La Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos de México regula los ingresos que el Estado percibe por las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, así como los impuestos y derechos asociados a dichas actividades.


Cambios
A continuación, se presenta una explicación artículo por artículo de las modificaciones, sus implicaciones para los contribuyentes (Asignatarios y Contratistas), y un análisis de los efectos prácticos en la industria de hidrocarburos. En los casos en que el cambio en el artículo implica un cambio de redacción, sin fondo, o mero ajuste de referencias, este no se menciona.


Artículo 1. Objeto
Se mantiene la esencia del artículo, pero se ajusta la referencia de la ‘Ley de Hidrocarburos’ a ‘Ley del Sector Hidrocarburos’ y se especifica que el régimen de ingresos aplica a las actividades derivadas de Asignaciones y Contratos conforme al Artículo 27 constitucional y dicha ley.


Este cambio refleja una armonización terminológica con la legislación vigente, sin alterar sustancialmente las obligaciones de los contribuyentes; sin embargo, la mención explícita a la ‘Ley del Sector Hidrocarburos’ podría implicar una mayor alineación con regulaciones actualizadas en materia de energía, lo que exige a los sujetos revisar las definiciones y alcance de esta ley para garantizar cumplimiento.


Artículo 2. Percepción de ingresos
Se amplía el alcance para incluir el impuesto de los Contratistas según su naturaleza y de los Participantes de Asignaciones para Desarrollo Mixto, además de añadir la fracción IV sobre ‘Área Unificada’. Se reafirma que los ingresos de las fracciones I, II y IV van al Fondo Mexicano del Petróleo (FMP).


La inclusión de ‘Área Unificada’ introduce un nuevo concepto fiscal para yacimientos compartidos, lo que impacta a empresas que operen en estas zonas, obligándolas a identificar y segregar ingresos específicos.


Artículo 3. Definiciones
Las definiciones se actualizan, refiriéndose ahora al artículo 5 de la ‘Ley del Sector Hidrocarburos’. Se introduce ‘Área Unificada’ y ‘Condición Base’ (presión y temperatura estándar para medir volúmenes), y se ajustan las referencias de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) a la Secretaría de Energía (SENER) en varias definiciones, como la medición de la Producción Contractual.


Estos cambios buscan mayor precisión técnica (e.g., ‘Condición Base’) y transfieren responsabilidades de la CNH a la SENER, lo que podría centralizar la supervisión técnica. Los contribuyentes deben adaptar sus sistemas de medición a las nuevas condiciones estándar y estar atentos a las disposiciones que emita la SENER, lo que podría incrementar costos operativos iniciales.


Artículo 5. Publicación del reporte
Se amplía el plazo de publicación del reporte anual de 15 a 20 días y se agrega la obligación de incluir actualizaciones de parámetros de cálculo y términos económicos conforme al Anexo 3 de los contratos vigentes.


Esto otorga mayor flexibilidad a la Secretaría de Hacienda (SHCP) para publicar el reporte, pero impone a los contribuyentes la necesidad de monitorear actualizaciones anuales más detalladas. La referencia al Anexo 3 sugiere una vinculación más estrecha con los contratos, lo que podría afectar las proyecciones financieras y la planeación fiscal de los Contratistas.


Artículo 9 y Artículo 14. Determinación de términos económicos
Se sustituye ‘Ley de Hidrocarburos’ por ‘Ley del Sector Hidrocarburos’ sin modificar la esencia de los artículos, que regulan la migración de Asignaciones a Contratos de licencia (Art. 9) o de utilidad/producción compartida (Art. 14).


El cambio es terminológico y no altera las obligaciones de los contribuyentes. Sin embargo, refuerza la necesidad de revisar la normativa actualizada para garantizar que los términos económicos sigan asegurando ingresos mínimos al Estado.


Artículo 18. Reconocimiento del saldo pendiente por depreciar
Se elimina la referencia al ‘Título Tercero’ y se enfoca exclusivamente en bienes deducidos en otro Contrato, manteniendo la esencia del reconocimiento del saldo pendiente por depreciar.


Simplifica la redacción, pero no cambia la práctica fiscal. Los Contratistas deben seguir llevando un registro detallado de depreciación para evitar deducciones duplicadas.


Artículo 19. Conceptos no deducibles
Se ajusta la referencia del Artículo 27 al Artículo 56 de la ‘Ley del Sector Hidrocarburos’ en la fracción IV, relacionada con costos de servidumbres y derechos de vía.


Este ajuste alinea el artículo con la legislación vigente, sin impacto significativo para los contribuyentes, quienes ya incluyen estos costos en su contabilidad; sin embargo, deben verificar que los conceptos cumplan con las nuevas disposiciones de la Ley del Sector Hidrocarburos.


Artículo 20. Tratamiento de ingresos por enajenación de activos
Se sustituye la CNH por la SENER como entidad a informar sobre enajenaciones, acorde con sus competencias.


Artículo 26. Determinación de las condiciones económicas relativas a términos fiscales
Se sustituye la CNH por la SENER como entidad con facultades no afectadas por las modificaciones a los Contratos, manteniendo la obligación de la SHCP de fijar condiciones fiscales en migraciones y modificaciones.


Artículo 27. Entrega de los ingresos derivados de la venta de Producción Contractual
Se ajusta la referencia al Artículo 28 por al Artículo 57 de la ‘Ley del Sector Hidrocarburos’ y se cambia la CNH por la SENER como entidad contratante del Comercializador.


Artículo 28. Obligaciones contenidas en los contratos
Se sustituye la CNH por la SENER en la fracción VI y en la obligación de terceros de entregar información, alineándose con el cambio de competencias.


Artículo 31. Requisitos de las empresas
Se especifica que las Empresas Públicas del Estado (EPE) como Petróleos Mexicanos y los titulares de concesiones mineras para gas natural asociado a vetas de carbón mineral quedan exentos del requisito de tener como objeto exclusivo la exploración y extracción de hidrocarburos. Se deroga la prohibición de tributar en el régimen fiscal opcional para EPE que migren Asignaciones a Contratos.


Esto flexibiliza las reglas para ciertas EPE y titulares mineros, permitiéndoles participar en licitaciones sin restructurar su objeto social. La derogación amplía opciones fiscales para las EPE.


Artículo 34. Celebración de contratos diferentes a los establecidos
Se sustituye la CNH por la SENER como entidad que formaliza contratos y se mantiene la esencia de la entrega de recursos al FMP.


Artículo 35. Administración financiera de los contratos
Se sustituye la CNH por la SENER en la administración de contratos y coordinación con el FMP y la SHCP.


Artículo 37. Funciones en los contratos del Fondo Mexicano del Petróleo y la Secretaría
Se sustituye la CNH por la SENER en las fracciones VII, VIII, X y XI, relacionadas con apoyo técnico, notificación de irregularidades y verificación de actividades.


Artículo 39. Tasa para del derecho por utilidad compartida
Se renombra el Capítulo como ‘Derecho Petrolero para el Bienestar’ y se elimina el esquema de utilidad compartida (tasa fija del 54% con deducciones). Ahora se aplica una tasa variable basada en el precio del petróleo o condensados, sin deducciones, con fórmulas específicas para distintos tipos de hidrocarburos y áreas, conforme a lo siguiente:

  • Se obliga a los asignatarios a pagar un derecho anual basado en el valor de los hidrocarburos extraídos.
  • La base del cálculo incluye el consumo, pérdidas por derrames y quema, sin posibilidad de deducciones.
  • Se establecen tasas progresivas para diferentes tipos de hidrocarburos:
    • Para hidrocarburos extraídos en tierra y en aguas someras:
      • Si el precio es menor a 57.8 dólares por barril: Tasa = 30% + (0.1410 x Precio del Petróleo – 8.1433) %.
      • Si el precio es igual o mayor a 57.8 dólares: Tasa = 30% + (0.0629 x Precio del Petróleo – 3.6320) %.
    • Para Gas Natural No Asociado:
      • Si el precio es menor a 57.8 dólares por barril: Tasa = 11.6264% + (0.0560 x Precio del Condensado – 3.2308) %.
      • Si el precio es igual o mayor a 57.8 dólares: Tasa = 11.6264% + (0.0392 x Precio del Condensado – 2.2625) %.
    • Para hidrocarburos extraídos en aguas profundas, se aplican las mismas tasas que en la fracción I.
  • El pago debe realizarse antes del último día hábil de marzo del año siguiente.


Este cambio modifica la carga fiscal para los Asignatarios, al eliminar deducciones y vincular el pago a precios de mercado. Por ejemplo, a un precio de $60 USD/barril, la tasa sería 30% + (0.0629 × 60 – 3.6320) ≈ 33.14%, el cual será necesario comparar con el 54% anterior tras deducciones, para identificar realmente sus efectos. Los Asignatarios deben ajustar sus modelos financieros para reflejar esta volatilidad.


Artículo 40. Deducibles para la determinación de la base
Se elimina el esquema de deducciones para pagos provisionales y se simplifica el cálculo aplicando directamente la tasa del Artículo 39 al valor mensual de los hidrocarburos extraídos, para realizar pagos provisionales mensuales a cuenta del derecho petrolero para el bienestar, conforme a lo siguiente:

  • Los pagos deben realizarse a más tardar el día 25 del mes siguiente al periodo correspondiente. Si el día 25 es inhábil, se paga el siguiente día hábil.
  • Se calcula aplicando la tasa correspondiente del Artículo 39 al valor de los hidrocarburos extraídos desde el inicio del ejercicio hasta el mes de referencia.
  • Se permite restar los pagos provisionales efectuados en meses anteriores dentro del mismo ejercicio fiscal.
  • En la declaración anual, los asignatarios pueden acreditar los pagos provisionales ya realizados.
  • En caso de saldo a favor en la declaración provisional o anual, este puede compensarse contra pagos posteriores del mismo derecho.
  • La Secretaría puede emitir lineamientos específicos para su correcta aplicación.


Este cambio parece simplificar el cálculo, pero será necesario realizar corridas y proyecciones financieras para determinar el impacto real en la carga fiscal mensual, al no permitir deducciones. Los Asignatarios deben prever los flujos de efectivo para cumplir con pagos provisionales que puedan variar.


Artículo 41, 42 y 43. Deducciones y pagos provisionales.
Se derogan estos artículos por completo, eliminando reglas específicas sobre deducciones y no deducciones.


Al no haber deducciones en el nuevo esquema, estas disposiciones pierden relevancia. Los Asignatarios ya no necesitan clasificar gastos deducibles, simplificando la contabilidad, pero perdiendo beneficios fiscales previos.


Artículo 44 y 45. Pago mensual del derecho de extracción de hidrocarburos
Se derogan los capítulos sobre el Derecho de Extracción y Exploración de Hidrocarburos, por no ser compatibles con el nuevo esquema de causación y pago del impuesto.


Artículo 46. Otorgamiento de las asignaciones
Se flexibiliza el objeto social de las EPE y se derogan varias disposiciones fiscales, como los porcentajes específicos de deducción para el ISR y la separación de obligaciones fiscales entre Asignaciones y Contratos.


Este cambio simplifica el régimen fiscal de las EPE, pero elimina beneficios específicos de deducción, alineándolas con la Ley del ISR general. Esto podría aumentar el ISR a pagar si las deducciones genéricas son menos favorables.


Artículo 48. Definiciones
Se sustituye ‘región’ por ‘área’ y se ajusta la definición de precios del Gas Natural y Condensados para determinarse conforme a reglas de la SHCP.


Artículo 49. Reporte anual de inversiones, costos y gastos
Se añade la obligación de presentar reportes trimestrales de inversiones, costos y gastos, además del reporte anual.


Con este cambio se aumenta la frecuencia de reporte, incrementando la carga administrativa para los Asignatarios, quienes deben preparar información detallada cada tres meses, con posibles sanciones por incumplimiento.


Artículo 50. Sistemas de medición
Se elimina la medición por po sealing wells y se enfoca en campos y puntos de transferencia de custodia, con lineamientos emitidos por la SENER.


Este cambio parece simplificar la medición al reducir puntos de control, pero exige sistemas actualizados conforme a los nuevos lineamientos, lo que podría implicar inversiones en tecnología.


Artículo 51. Precio y montos entre partes relacionadas
Se incluye la valoración de Condensados en operaciones con partes relacionadas, además de Petróleo y Gas Natural.


Es cambio amplía la obligación de usar precios de mercado en estas transacciones, aumentando la transparencia y potencialmente el valor fiscal declarado, lo que podría elevar el derecho a pagar.


Artículo 57 y 58. Integración de recursos y publicación de información
Se sustituye la CNH por la SENER en la provisión de información y reportes.


Transitorios
Estos cambios entran en vigor el 19 de marzo de 2025.


Las obligaciones de los asignatarios correspondientes al ejercicio fiscal de 2024, derivadas de los derechos a que se refieren los artículos 39, 44 y 45 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos vigente hasta el 31 de diciembre de 2024, deben cumplirse conforme a las disposiciones vigentes hasta dicha fecha.


El Servicio de Administración Tributaria puede emitir reglas de carácter general necesarias para el debido cumplimiento de lo dispuesto en el presente artículo transitorio.