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La empresa petrolera en México antes y después de la reforma energética. Una aproximación 
(The oil company in México before and after the energy reform. An approximation) 
****Axel Ramsés Davidovich Castellanos* Gustavo Lorenzo García López y Teresa García López** 
 
 
RESUMEN 
 
Este documento deriva de la tesis que se está desarrollando con el nombre: “Propuesta de un modelo de viabilidad 
económica para la creación de una empresa petrolera multidisciplinaria en México, acorde a la nueva reforma 
energética” cuyo objetivo es “Establecer los criterios que debe incluir un modelo de viabilidad económica para la 
creación de una empresa petrolera en México acorde a la Reforma Energética”. Como parte inicial del trabajo de 
investigación, se decidió revisar la situación de la Reforma Energética y su impacto para la empresa petrolera. Por lo 
tanto, este trabajo reporta la revisión documental llevada a cabo con respecto a dicho tema, particularmente de la Ley 
de Ingresos sobre Hidrocarburos. 
Palabras clave: Reforma Energética, Pemex, Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. 
 
ABSTRACT 
 
This document derives from the thesis that is being developed with the name: "Proposal of a model of economic viability 
for the creation of a multidisciplinary oil company in Mexico, according to the new energy reform" whose objective is 
"To establish the criteria that must include a model of economic viability for the creation of an oil company in Mexico 
according to the Energy Reform ". As an initial part of the research work, it was decided to review the situation of the 
Energy Reform and its impact for any oil company. Therefore, this work reports the documentary review carried out 
according to this topic, particularly the Newley implemented Hydrocarbons Revenue Law. 
 
Key words: Energy Reform, Pemex, Hydrocarbons Revenue Law. 
CLASIFICATION JEL: E6 
 
 
*Estudiante de Maestría en Administración. Correo electrónico: axel.davidovich@hotmail.com**** 
** Investigadores de la Universidad Veracruzana. Gustavog33@hotmail.com y tgarcia@uv.mx 
Aceptado: 10/07/2018 
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I. INTRODUCCIÓN 
La actual reforma energética y los sucesos 
económicos mundiales en el mercado de la industria 
de hidrocarburos han generado nuevas dinámicas en 
la manera en la que se lleva a cabo la evaluación, la 
planeación y la ejecución de un proyecto que se realice 
en México en sus reservas/yacimientos. 
Se tienen desde los cambios de normas en lo referente 
a los tratos directos y/o contratos con Pemex para 
licitar un terreno (bloque) de propiedad nacional para 
operaciones de exploración y extracción (upstream) 
así como el manejo y refinación de hidrocarburos 
(downstream) hasta los nuevos reacomodos en la 
estructura de la ley y la importancia de la adaptación al 
mercado fluctuante en la compra y venta del barril de 
crudo mexicano considerando la competencia a la que 
se enfrenta México a nivel mundial, respecto a la 
mezcla de hidrocarburo y la calidad que ofrece al 
mercado. 
El informe más reciente de Petroleos Mexicanos (2016, 
págs. 7-10), señala que durante 2016, se consideraron 
como parte del programa de ajuste al presupuesto por 
100 mil millones de pesos, tres líneas de acción: 1) 
generar eficiencias y reducir costos en gastos de 
operación y de servicios personales; 2) renegociar 
tarifas con proveedores y contratistas y 3) optimizar el 
mantenimiento de equipos; diferir y replantear 
inversiones comprometiendo lo menos posible la 
producción futura; así como suspender proyectos no 
rentables bajo un escenario de precio para la mezcla 
mexicana de exportación de 25 US$/b. 
En contraste, en el año 2012 hubo un “incremento en 
el precio promedio de venta de la mezcla de crudo 
mexicano en los mercados internacionales, mostrando 
un ligero aumento, superior a los 101.09 dólares” 
(Petroleos Mexicanos, 2012). 
El período cuatrienio 2012 – 2016, marcó una caída 
turbulenta para la mezcla mexicana debido a factores 
internos y externos trayendo consigo consecuencias 
en cadena a la economía del país, como por ejemplo 
el clima de la geo-política internacional que impactó la 
oferta y demanda del barril de crudo Mexicano 
(GOSWAMI, 2012). 
En la reforma establecida en el 2013 nuevas leyes (Ley 
de Hidrocarburos y la Ley de Ingresos Sobre 
Hidrocarburos, principalmente) contribuyeron a poner 
fin al monopolio nacional que la empresa energética 
estatal tuvo sobre la exploración y producción de 
petróleo durante siete décadas. Su objetivo fue poner 
un alto a varios años de declive en la producción 
petrolera debido al lento desarrollo del sector público, 
entre otras limitantes, el cual carecía de la tecnología 
necesaria para aprovechar oportunidades de 
perforación en aguas profundas o con gas y petróleo 
esquisto” (Reed, 2017). 
II. LA REFORMA ENERGÉTICA 
Desde que en México surgiera Petróleos Mexicanos 
como una entidad titán a nivel mundial en el sector de 
petróleo y gas en el Siglo XX, participó en el sector 
privado hasta 1938, año de la expropiación y la 
nacionalización petrolera, que ha permanecido sin 
cambios de infraestructura para optimizar su operación 
en materia de exploración, explotación y manejo de 
hidrocarburos. 
Pemex – Algunos antecedentes 
En 1958 los contratos son prohibidos y Pemex es 
puesto como unico operador por más de 30 años. En 
1995, 2003 y 2008, se permite la participación limitada 
del sector privado en la industria petrolera por la 
implementacion de nuevas reformas. 
“A lo largo de 76 años la industria del petroleo y gas, 
permanecieron sin cambios al contrario de otros paises 
que implementaron sus primeras rondas de licitacion 
abriendo al mercado externo su industria del petroleo y 
gas como Brasil, Colombia y Noruega.” (Enríquez, 
2013). 
La industria petrolera en México se encontraba 
monopolizada por una sola entidad conocida con el 
nombre de PEMEX (Petróleos Mexicanos), dicha 
entidad es un órgano descentralizado que se dedica a 
administrar las actividades de upstream y downstream 
de los hidrocarburos dentro y fuera de México, 
principalmente en Houston. Para su funcionamiento se 
encuentra dividida en cinco organismos principales: 
Pemex Exploración y Producción, Pemex Refinación, 
Pemex Gas y Petroquímica Básica, Pemex 
Petroquímica y PMI Comercio Internacional, S.A. de 
C.V. (MexMedia Group, 2013). El contenido de este 
trabajo, se enfocará en Pemex Exploración y 
producción. 
La política del pasado en el sector petrolero, terminó 
por originar consecuencias desfavorables. Pemex se 
volvió una empresa deudora, cuyo funcionamiento 
pasó a someterse al financiamiento del Estado y a un 
endeudamiento sumamente elevado. De acuerdo con 
la revista francesa SciencesPo (Moran, S/F), que 
funciona como observatorio político de América Latina 
y el caribe, se estima que el modelo de industrialización 
por substitución de importaciones (ISI) que funcionaba 
anteriormente en México, favoreció una economía 
cerrada y proteccionista, que produjo que el precio del 
petróleo resultara de una decisión política y no en 
función del mercado internacional. 
También se convirtió en una entidad de monopolio 
altamente ineficiente la cual ha estado sufriendo 
pérdidas durante décadas. De acuerdo con la 
Universidad de Harvard (García, 2015) Algunas de las 
causas son: 
Los costos laborales asociados con las pensiones de 
los trabajadores sindicalizados (la compañía tiene un 
pasivo por pensiones no financiado de $ 100 mil 
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millones): Uno de los problemas a los que Pemex se 
enfrenta es el exceso de gastos generados en su 
entorno, por lo que la capacidad de autofinanciamiento 
dejó de cumplir con la demanda de las industrias 
mexicanas en expansión. 
Uno de los gastos problemáticos son los pagos a 
los gremios sindicales, dicha empresa tiene que 
“pagar al Comité Ejecutivo General del gremio la 
cantidad de 2 millones 842 mil 268 pesos 
mensuales para los gastos de sus comisionados,72.83% más que lo pactado en el contrato de hace 
8 años, dirigiendo sus recursos a un entorno 
burocrático” (El Siglo de Torreón, 2013). Dicha 
empresa nacional se convirtió así en un aparato 
lento e inoperante, controlado por una burocracia 
sindical. 
1. Otro de los problemas a los que Pemex se enfrenta es que 
siendo la petrolera que paga más impuestos en el mundo: 
Parte de los compromisos asumidos para hacer frente al 
pasivo con sus proveedores y contratistas, se ha pagado 
hasta ahora un total aproximado de 92,000 millones de 
pesos, dicho pasivo también es causa de ineficiencia de la 
empresa para dirigir sus recursos en modernización de 
maquinaria e infraestructura. (El Economista, 2012). 
2. Operaciones ineficientes: En cuanto a las operaciones 
ocurren incidentes repercutiendo a atrasos o un accidente 
donde la operación se tenga que suspender o anular 
(Langner, 2017). 
3. Tecnología atrasada: Pemex enfrenta varios desafíos, 
algunos de los cuales incluyen: invertir en exploración y 
producción (E & P) para reponer reservas de petróleo, 
mejorar su infraestructura obsoleta y aumentar la utilización 
de sus refinerías. 
En México el modelo de extracción de petróleo y gas 
con Pemex como única entidad presenta los 
problemas de ineficiencia, carencia de capacidad 
técnica económica, agotamiento de yacimientos a 
pesar de contar aún con recursos sin explotar y, la baja 
producción de gas natural, como se puede observar en 
la Imagen 1. 
Imagen 4. Diagnóstico de la infraestructura energética pre-reforma 
 
Fuente: Adaptado de Universidad Autónoma de San Luis Potosí, S/F, p. 5. 
Con el tiempo Pemex, que antes se consideraba un 
titán en la industria petrolera internacional, se ha 
quedado observando al resto del mundo evolucionar y 
progresar; empresas diferentes convirtiéndose en 
entidades importantes transnacionales de impacto a la 
economía, por lo que surgió la necesidad de recuperar 
la participación activa de México en la industria 
petrolera. 
Ante las transformaciones que otras 
empresas petroleras públicas estaban 
viviendo en el resto del mundo, la 
reorganización administrativa de Pemex pasó 
a ocupar un lugar prioritario en la política 
mexicana. A partir de ello, surgieron diversas 
iniciativas para reformar el modus operandi 
de la institución, inspiradas en una estructura 
de gobernación (governance structure), 
capaz de refundar las bases económicas, 
políticas y sociales bajo las cuales se edificó 
el "gigante petrolero”. (Moran, S/F) 
La búsqueda por un cambio 
Ante la situación prevaleciente en la industria petrolera 
a nivel mundial y particularmente con Pemex, a finales 
del sexenio 1994-2000, el Gobierno Federal consideró 
necesario desarrollar una reforma fiscal en materia 
petrolera, cuyos objetivos fueron (Cámara de 
Diputados, 2001, págs. 42-43): 
1. Suavizar las fluctuaciones en los ingresos 
públicos: Bajo este punto se pretende la 
creación de un fondo de estabilización petrolero 
que fortalezca los puntos débiles del fondo, 
(mencionados en el apartado anterior). Este 
fondo se activaría cuando el precio internacional 
del petróleo supere un determinado “precio de 
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activación” fijado con anterioridad, situación en 
que se inyectarían recursos al fondo. En caso de 
que el precio internacional esté por debajo del 
“precio de activación”, se tomarían recursos del 
fondo para minimizar la fluctuación en los 
ingresos públicos. 
2. Fortalecer las finanzas de PEMEX. 
Recientemente PEMEX tuvo que financiar 
una porción creciente de sus inversiones 
con fondos privados bajo la modalidad de 
PIDIREGAS, sin embargo, constituyen 
deuda pública, por lo que esta modalidad 
no es una solución de largo plazo. Este 
esquema además de no permitir un vínculo 
entre los ingresos y egresos de la empresa 
genera dificultades para buscar 
financiamientos en el exterior; ya que los 
recursos son extraídos por el gobierno vía 
impuestos deteriorando los estados 
financieros de la empresa frente a 
instituciones extranjeras. Con lo que la 
reforma pretende que la carga fiscal de 
PEMEX sea prevista y planificada de mejor 
manera por la empresa para fortalecer su 
situación financiera. 
3. Incentivar la eficiencia La reforma fiscal 
estaría enfocada a la generación de 
incentivos al interior de PEMEX para 
incrementar los niveles de eficiencia en la 
empresa. Con ello se contempla que la 
reforma fiscal debe: 
 Diferenciar las distintas actividades 
de acuerdo con su nivel de riesgo y 
rentabilidad 
 Diferenciar las actividades a lo largo 
de la cadena de valor para separar 
las actividades que sólo explotan la 
riqueza petrolera de las que generan 
valor agregado. 
 Definir una política de dividendos 
ligados al desempeño económico de 
la empresa (por ejemplo, el nivel de 
costos). 
Esto quiere decir que se intentó proponer el 
fortalecimiento y mejoramiento de la industria petrolera 
del país, debido a que Pemex no contaba con 
suficientes recursos para lograr la eficiencia en el 
manejo de hidrocarburos, por lo que se buscó permitir 
la participación limitada de empresas foráneas en la 
exploración, explotación y transporte de hidrocarburos. 
Asimismo, la propuesta incluye una reforma 
administrativa y regulatoria en la que se hace 
necesario otorgar autonomía financiera, 
presupuestaria y de gestión a la paraestatal 
Aunque no se especifica, se menciona que la 
autonomía implica una nueva regulación y 
reformas a la Ley Federal de Entidades 
Paraestatales (LFEP) y a la Ley Orgánica de 
la Administración Pública Federal (LOAPF). 
Algunos de los objetivos de la reforma 
deberían considerar una distribución más 
equitativa de la carga impositiva, al tiempo que 
se mantiene las condiciones de neutralidad y 
eficiencia fiscales; eliminar los factores que 
restan eficiencia a los impuestos como 
instrumentos de recaudación, y lograr, tanto 
una mayor participación de los ingresos 
tributarios en el producto nacional, como una 
autonomía de la renta petrolera del fisco para 
su utilización productiva. En síntesis, se debe 
buscar un esquema fiscal competitivo que 
permita mayor flexibilidad operativa a PEMEX, 
lo cual requiere que la empresa programe de 
manera autónoma sus recursos de inversión, 
ya que eso le permitiría replantear en forma 
óptima su estructura de capital y atenuar la 
disyuntiva entre invertir y cumplir con sus 
obligaciones fiscales; simplificar el mecanismo 
de tributación, y reducir, a mediano plazo, la 
carga fiscal. Así también, PEMEX deberá 
revisar la estructura de financiamiento de sus 
operaciones y el régimen fiscal, así como los 
aspectos regulatorios y procesos de 
interacción con las autoridades fiscales. 
(Cámara de Diputados, 2001, pág. 43) 
La búsqueda de la modificación de dichos organismos 
y de las Leyes, pretende la recuperación de 
actividades en la industria petrolera y con ello, lograr la 
relevancia de México en el mundo ante otras 
potencias, para abastecer las necesidades de la 
creciente demanda y obtener un mejor rendimiento de 
la entidad paraestatal con la participación de empresas 
dentro de México y fuera de sus fronteras. 
III. REFORMA ENERGÉTICA 
La Promoción de inversión privada e impulso al 
desarrollo de las empresas privadas por parte del 
actual gobierno, contempla que las actividades de 
exploración, extracción y refinación de hidrocarburos, 
la petroquímica básica abriendo totalmente la industria 
del petróleo y gas en México en 2013, en comparación 
de otros países como Noruega que realizó su primera 
ronda de licitaciones con 22 licencias en 1955; la 
implementación de fracturas hidráulicas masivas en 
EE.UU. desde 1968; Brasil y Colombia abrieron su 
industria a partir del 1997 y 2003 como se muestra en 
la Imagen 2 (Pemex, 2014). 
 
88 
 
 
Imagen 5. Evolución de la industria energética en comparación con otros países 
 
Fuente. Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del 
Estado. Pag. 3. 
El nuevo modelo de produccionde hidrocaburos y gas 
natural de acuerdo a la Reforma, propone la 
asignacion de mecanismos como la ronda cero (áreas 
donde Pemex se quedará de manera exclusiva para su 
explotación y exploración de hidrocarburos), contratos 
con terceros y contrapresiones (aquella que se 
establezca en cada Contrato a favor del Estado o del 
contratista), la disminucion de riesgo de inversion 
directa, asignando contratos y licitaciones a empresas 
privadas a través de la rondas 1, 2, 3 y 4, con 
tecnologia para recuperacion mejorada de 
hidrocarburos (Ver Imagen 3). 
 
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Imagen 6. Nuevo modelo de producción de acuerdo con la reforma energética con mecanismos de 
asignación de actividades 
 
Fuente: Adaptado de Universidad Autónoma de San Luis Potosí, S/F, p. 8. 
Con relación a la asignacion de contratos y licitaciones que el estado otorga (Ver Imagen 4), en la Reforma se establece 
que la Secretaría de Energía administra los hidrocarburos y la Secretaria de Hacienda establece el regimen fiscal que 
permite definir los tipos: Contratos de servicio – por efectivo; Contratos de utilidad compartida – por porcentaje de 
utilidad compartida; Contratos de produccion compartida – por porcentaje de la produccion obtenida, y Contratos de 
licencia – Transmision onerosa (costoso) de los hidrocaburos. (Secretaria de Energía / Gobierno de la República, 2013) 
 
Imagen 7. Diagrama de asignación de tipos de contratos por la SENER y SHCP 
 
Fuente. Fuente: Adaptado de Universidad Autónoma de San Luis Potosí, S/F, p. 17. 
Para 2010, se contaba con un total de 52.6 MMBpce 
(Miles de millones de barriles petroleros crudo 
equivalente) convencionales y 60.2 MMBpce no 
convencionales de recursos prospectivos (porciones 
recuperables de hidrocaburos dentro del yacimiento) 
recuperables y 13.4 MMBpce 1P (Reservas probadas) 
24 MMBpce 2P (Reservas Probables) y 42.2 MMBpce 
de 3P (Reservas Posibles) (Ver Imagen 5). (Secretaría 
de Energía, 2010) 
 
90 
 
 
Imagen 8. Prospectiva de reservas de hidrocarburos 1P, 2P y 3P prometedoras en México 
 
Fuente: Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del 
Estado. Pag. 7. 
De acuerdo con el Plan quincenal de licitaciones de la 
Secretaria de Energía (SENER) que presentó para la 
exploración y extracción de hidrocarburos 2015-2019 
(Secretaría de Energía, 2015), con el cual se busca 
impulsar la inversión pública y privada en la industria 
extractora de petróleo, la distribución de bloques 
queda repartida en los estados de Veracruz, 
Tamaulipas, Campeche, Tabasco en tierra y el Golfo 
de México en aguas someras y profundas (Ver Imagen 
6). 
Respecto de la exploración 
convencional de hidrocarburos, se 
estima la licitación de 379 Áreas, 130 en 
zonas terrestres, 108 en aguas someras 
y 141 en aguas profundas, con un 
recurso prospectivo total de 14,643 
MMbpce y una superficie de 
aproximadamente 136,630 km2. De las 
anteriores se resalta la porción terrestre, 
la cual aporta el 69% de los recursos 
prospectivos a ser licitado”. 
Para la extracción de hidrocarburos, de 
las cuales 95 son Asignaciones de 
Resguardo (AR) con producción vigente 
de hidrocarburos y un volumen 
remanente de 28,961 MMbpce, se 
estima que el resto de las áreas 
contengan un recurso remanente de 
39,243 MMbpce. 
Zonas terrestres: Las áreas de licitación 
a partir de campos terrestres se ubican 
en las entidades federativas de 
Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas, 
Veracruz, Puebla, Tabasco y Chiapas. 
Estas poseen un volumen remanente en 
sitio de 4,143 MMbpce y una superficie 
aproximada 4,343 km2, las cuales 
contienen campos maduros y campos 
pendientes de desarrollo. Estos 
recursos se dividirán entre cuatro rondas 
de licitación, en las que la mayor parte 
de los recursos se planean licitar en las 
dos primeras rondas (Secretaría de 
Energía, 2015, p. 40) 
 
91 
 
Imagen 9. Mapa de Plan Quinquenal de licitaciones agendadas para la asignación de exploración y 
explotación de hidrocarburos 2015 - 2019 
 
Fuente: Secretaría de Energía. (2015). Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Explotación de 
Hidrocarburos 2015 – 2019. Pag. 41. 
 Aceite extra-pesado: Se estima que 
las áreas a licitar para la extracción de aceite 
extra-pesado definidas para las rondas de 
licitación poseen un volumen remanente en sitio 
de 16,679.8 MMbpce y la superficie en su 
conjunto es de aproximadamente 261 km2. Los 
campos se ubican costa afuera frente a las 
costas de Tabasco y Campeche. El aceite crudo 
de estos yacimientos es de alta viscosidad y se 
asocia la presencia de gases amargos como el 
ácido sulfhídrico (H2S). Dada su ubicación, los 
tirantes de agua oscilan entre 20 a 400 metros 
aproximadamente, con la excepción del campo 
Nab descubierto en un tirante de agua de 670 
metros y que se clasifica también como de 
aguas profundas. 
 Aguas someras: Las áreas a licitar 
para la extracción de hidrocarburos en aguas 
someras corresponden a campos ubicados bajo 
un tirante de agua inferior a 500 metros. La 
totalidad de las áreas a licitar poseen recursos 
de aceite medio a super ligero con gas asociado 
y se estima que el volumen remanente en sitio 
es de 4,742 MMbpce. La superficie por licitar es 
de aproximadamente 1,024 km2. En su mayoría 
las áreas a licitar están conformadas por 
campos descubiertos pendientes de desarrollo. 
Se localiza en Aguas Territoriales frente a las 
costas de Campeche, Tabasco y Veracruz. 
 Aguas profundas: Las áreas a licitar se 
concentrarán en la Ronda 2, las cuales se 
ubican a una distancia de 30 a 60 km de la línea 
de costa y cuentan con un volumen en sitio de 
489 MMbpce; con una superficie aproximada de 
102 km2. 
 Exploración recursos convencionales: 
Se considera la licitación de 379 áreas a licitar 
para la exploración de hidrocarburos 
convencionales, de los cuales 74 se localizan 
en la provincia petrolera de Burgos, 67 en 
Tampico-Misantla, 43 en Veracruz, 54 en las 
Cuencas del Sureste y 141 en la provincia 
petrolera del Golfo de México Profundo. Entre 
los elementos de análisis para la selección de 
áreas de exploración se encuentra la 
estimación de recursos prospectivos 
documentados, la distribución geológica de las 
posibles trampas visualizadas, la orientación de 
las estructuras geológicas y la cobertura 
sísmica de las áreas. 
 Exploración de recursos no 
convencionales: Para la exploración de 
92 
 
recursos no convencionales, el Plan 
Quinquenal considera la licitación de 291 áreas 
y abarcan una superficie de aproximadamente 
33,959 km2, con recursos prospectivos 
estimados de 24,612 MMbpce. A partir de las 
evaluaciones del potencial, los recursos no 
convencionales de hidrocarburos se distribuyen 
en las provincias petroleras de Sabinas-Burro-
Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y 
Veracruz. Asimismo, se tienen identificadas las 
formaciones Pimienta del Jurásico Superior, y 
Agua Nueva del Cretácico como dos playas que 
en diversas partes del territorio nacional se 
encuentran superpuestos. Estas áreas a licitar 
se encuentran distribuidas en las Entidades 
Federativas de Coahuila, Nuevo León, 
Tamaulipas, San Luis Potosí, Veracruz, Hidalgo 
y Puebla.– (PetroQuiMex, 2014). 
Otros paises con mercados mas abiertos en 
comparacion con México, cuentan con mas desarrollo 
de infraestrutura y participacion dentro y fuera de sus 
fronteras por una buena administracion. 
Conforme a la infraestructura de Exploración y 
Producción, transporte y manejo de hidrocarburos 
seguidos por refinación, petroquímica y 
comercialización, en la Tabla 1, se observa una activa 
participación de Noruega que cubre los campos de 
asignación de concesiones y asociaciones a terceros, 
cuenta con una empresa estatal en operaciones 
upstream (exploración y extracción), cuenta con 
participación privada y extranjera de empresas, los 
precios son liberalizados para combustibles y cuenta 
con alta actividad de downstream (Refinación). 
Tabla 2. Comparación de México vs otros países eninfraestructura 
 
Fuente: Adaptado de Universidad Autónoma de San Luis Potosí, S/F, p. 18. 
ASPECTOS LEGALES PARA EMPRESAS PRIVADAS POST REFORMA ENERGETICA 
La reforma Constitucional publicada en el año 2013 
que incluye modificiaciones de los Articulos 
Constitucionales 25, 27 y 28 establece los siguientes 
principios (Camara de diputados, 2014): 
 El estado mexicano mantiene 
el control y propiedad de los 
hidrocarburos. 
 La participación de terceros en 
el sector de hidrocaburos a 
través de distintos tipos de 
contratos y un nuevo régimen 
fiscal. 
 PEMEX se convierte en una 
empresa más productiva del 
estado (No mas 
monopolización). 
 Restructuracion del sector 
energético con nuevas 
entidades, nueva definición de 
roles y fortalecimiento de las 
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entidades reguladoras (CNH, 
SENER, SHCP CRE).. 
La Legislación Secundaria delinea a detalle el alcance 
de la Reforma Energética; las definiciones, los 
objetivos, las funciones, las responsabilidades, los 
límites a decisiones arbitrarias, los procesos de toma 
de decisiones, los requerimientos para reportar 
información al público, las infracciones, etc. que el país 
debe acatar (Cochran, Legislación Secundaria y 
Reforma Energética, 2014). 
En la Tabla 2 se listan las iniciativas de Ley 
constituyentes relativas a la Reforma Energética y las 
respectivas Cámaras que las originaron. 
Tabla 3 Contenido de iniciativas de leyes constituyentes a la reforma energética 
 
Fuente: Wordpress.com: Cochran, M.: Apuntes sobre Energía. Obtenido de Legislación Secundaria. 
De acuerdo con la Legislación Secundaria, se permitirá 
la apertura de actividades en materia de upstream y 
downstream, a través de contratos con un nuevo 
régimen fiscal, convirtiendo al mismo tiempo a Pemex 
en una empresa más activa en la industria 
fortaleciendo en la CNH y el CRE como agentes de 
reguladores en las actividades de upstream y 
downstream. 
“Con respecto a los hidrocarburos, la 
intención de estas leyes es establecer 
las reglas a seguir para desarrollar los 
recursos del subsuelo y, 
consecuentemente, terminar con el 
monopolio de Pemex (aunque no se 
privatiza, es importante aclarar). Así, la 
intención es poner la responsabilidad de 
gestionar la propiedad de estos recursos 
en organismos regulatorios”. - (Cochran, 
Legislación Secundaria y Reforma 
Energética, 2014) 
La ley regulará, entre otras, las siguientes modalidades 
de contraprestación (DIARIO OFICIAL, 2014): 
 En efectivo, para los contratos 
de servicios; 
 Con un porcentaje de la 
utilidad, para los contratos de 
utilidad compartida; 
 Con un porcentaje de la 
producción obtenida, para los 
contratos de producción 
compartida; 
 Con la transmisión onerosa de 
los hidrocarburos una vez que 
hayan sido extraídos del 
subsuelo, para los contratos de 
licencia, o 
94 
 
 Cualquier combinación de las 
anteriores. 
Considerando la ley de hidrocarburos, es una ley 
básica para el reconocimiento de actividades de 
empresas petroleras privadas para realizar actividades 
en la industria de hidrocarburos dentro del territorio de 
la nación. 
III.1 Ley de hidrocarburos 
La ley de Hidrocarburos tiene como iniciativa regular 
las actividades en territorio nacional a partir del artículo 
2 que señala: 
I. El Reconocimiento y 
Exploración Superficial, y la 
Exploración y Extracción de 
Hidrocarburos; 
II. El Tratamiento, refinación, 
enajenación, comercialización, 
Transporte y Almacenamiento 
del Petróleo; 
III. El procesamiento, compresión, 
licuefacción, descompresión y 
regasificación, así como el 
Transporte, Almacenamiento, 
Distribución, comercialización y 
Expendio al Público de Gas 
Natural; 
IV. El Transporte, 
Almacenamiento, Distribución, 
comercialización y Expendio al 
Público de Petrolíferos, y 
V. El Transporte por ducto y el 
Almacenamiento que se 
encuentre vinculado a ductos, 
de Petroquímicos 
Considerando que la Ley de Ingresos sobre 
Hidrocarburos es la más importante debido a que 
aborda los tratos de gobierno a empresa en cuanto a 
impuestos y comisiones (contrapresiones) es la que 
más resalta para la investigación a continuación. 
III.2 Ley de ingresos sobre hidrocarburos 
De acuerdo con la nueva Ley de Ingresos Sobre 
Hidrocarburos (más importante para conocer los 
principios legales de una empresa petrolera en la 
participación en México), los siguientes artículos 
resumidos son considerados como los de mayor 
impacto para realizar negocios tomando en cuenta las 
comisiones, cargos de impuestos, entre otros que se 
acuerden entre empresa y gobierno (Cámara de 
Diputados del H. Congreso de la Unión, 2014) 
Artículo 2.- Sin perjuicio de las demás obligaciones 
fiscales de los Contratistas y Asignatarios, el Estado 
Mexicano percibirá ingresos por las actividades de 
Exploración y Extracción de Hidrocarburos conforme a 
lo siguiente: 
 “Por Contrato, las Contraprestaciones 
establecidas a favor del Estado…” 
 “Porcentaje de Recuperación de Costos: un 
porcentaje que la Secretaría fijará en las 
bases de licitación…” 
 “Cuota Contractual para la Fase 
Exploratoria…” 
 “Precio Contractual de los Condensados…” 
 “Precio Contractual del Gas Natural: el Precio 
del Gas Natural producido en el Área 
Contractual, en dólares…” 
 “Precio Contractual del Petróleo: el Precio del 
Petróleo producido en el Área Contractual, en 
dólares…” 
 “Regalía: Contraprestación a favor del Estado 
Mexicano determinada en función del Valor 
Contractual del Gas Natural, del Valor 
Contractual de los Condensados o del Valor 
Contractual del Petróleo”. 
 “Valor Contractual de los Condensados: es el 
resultado de multiplicar, en el Periodo de que 
se trate: i) el Precio Contractual de los 
Condensados por ii) el volumen de los 
condensados en Barriles, en el Punto de 
Medición del Área Contractual…” 
 “Valor Contractual de los Hidrocarburos: la 
suma del Valor Contractual del Petróleo, el 
Valor Contractual del Gas Natural y el Valor 
Contractual de los Condensados”. 
 “Valor Contractual del Gas Natural: es el 
resultado de multiplicar, en el Periodo de que 
se trate: i) el Precio Contractual del Gas 
Natural por ii) el volumen, en millones de BTU 
de Gas Natural, en el Punto de Medición del 
Área Contractual…” 
 “Valor Contractual del Petróleo: es el 
resultado de multiplicar, en el Periodo de que 
se trate: i) el Precio Contractual del Petróleo 
por ii) el volumen de Petróleo en Barriles, en 
el Punto de Medición del Área Contractual…” 
Artículo 21.- “En los Contratos de servicios de 
Exploración y Extracción de Hidrocarburos, los 
Contratistas entregarán la totalidad de la Producción 
Contractual al Estado y las Contraprestaciones a favor 
del Contratista serán siempre en efectivo y se 
establecerán en cada Contrato considerando los 
estándares o usos de la industria”. 
Artículo 23.- “Los Contratos preverán el pago mensual 
a favor del Estado Mexicano de la Cuota Contractual 
para la Fase Exploratoria, por la parte del Área 
Contractual que no se encuentre en la fase de 
producción, de conformidad con las siguientes cuotas”: 
95 
 
I. Durante los primeros 60 
meses de vigencia del 
contrato 
1,150 pesos por 
kilómetro cuadrado 
II. A partir del mes 61 de 
vigencia del contrato y en 
adelante 
2,750 pesos por 
kilómetro cuadrado 
Los valores para las cuotas mensuales contempladas 
en este artículo se actualizarán cada año… 
Artículo 24.- “Los Contratos preverán 
Contraprestaciones cada Periodo denominadas 
Regalías, a favor del Estado Mexicano. El monto de las 
Regalías se determinará para cada tipo de 
Hidrocarburo…” 
I. “Al Valor Contractual del Petróleo, se le aplicará la 
siguiente tasa”: 
a) “Cuando el Precio Contractual del 
Petróleo sea inferior a 48 dólares de los 
Estados Unidos de América por Barril, de 
7.5%, y” 
b) “Cuando el Precio Contractual del 
Petróleo sea mayor o igual a 48 dólares 
de los Estados Unidos de América por 
Barril”: 
Tasa = [(0.125 x Precio 
Contractual del Petróleo) + 1.5]% 
II.“Al Valor Contractual del Gas Natural, se le aplicará 
la siguiente tasa”: 
a) “Cuando se trate de Gas Natural 
Asociado”: 
Tasa = Precio Contractual del Gas Natural / 100 
b) “Cuando se trate de Gas Natural No 
Asociado”: 
i. “Cuando el Precio Contractual del 
Gas Natural sea menor o igual a 5 
dólares de los Estados Unidos de 
América por millón de BTU, de 0%”; 
ii. “Cuando el Precio Contractual del 
Gas Natural sea mayor a 5 y menor 
a 5.5 dólares de los Estados Unidos 
de América por millón de BTU”: 
Tasa = [ (Precio 
Contractual del Gas 
Natural – 5) x 60.5 / Precio 
Contractual del Gas 
Natural] % 
iii. “Cuando el Precio Contractual de 
Gas Natural sea mayor o igual a 5.5 
dólares de los Estados Unidos de 
América por millón de BTU”: 
Tasa = Precio Contractual 
del Gas Natural / 100 
III. “Al Valor Contractual de los Condensados se le 
aplicará la siguiente tasa:” 
a) “Cuando el Precio Contractual de los 
Condensados sea inferior a 60 dólares de los 
Estados Unidos de América por Barril, de 5%, 
y” 
b) “Cuando el Precio Contractual de los 
Condensados sea mayor o igual a 60 dólares 
de los Estados Unidos de América por Barril”: 
Tasa = [(0.125 x Precio 
Contractual de los Condensados) – 
2.5] % 
“Para la determinación de las tasas para el cálculo de 
las Regalías contempladas en este artículo se deberán 
considerar los efectos de las variaciones en el Índice 
de Precios al Productor de los Estados Unidos de 
América…” 
Artículo 39.- “Los Asignatarios pagarán anualmente el 
derecho por la utilidad compartida aplicando una tasa 
del 65%…” 
Artículo 40.- “Para la determinación de la base del 
derecho por la utilidad compartida, serán deducibles 
los siguientes conceptos”: 
I. “El 100% del monto original de las inversiones 
realizadas para la Exploración, recuperación 
secundaria y el mantenimiento no 
capitalizable, en el ejercicio en el que se 
efectúen;” 
II. “El 25% del monto original de las inversiones 
realizadas para el desarrollo y extracción de 
yacimientos de Petróleo o Gas Natural, en 
cada ejercicio;” 
III. “El 10% del monto original de las inversiones 
realizadas en infraestructura de 
Almacenamiento y transporte…” 
Del derecho de exploración de hidrocarburos 
Artículo 45.- “El Asignatario estará obligado al pago 
mensual del derecho de exploración de hidrocarburos, 
por la parte del Área de Asignación que no se 
encuentre en la fase de producción, de conformidad 
con las siguientes cuotas”: 
I. Durante los primeros 60 
meses de vigencia de la 
asignación 
1,214.21 pesos por 
kilómetro cuadrado 
II. A partir del mes 61 de 
vigencia en adelante 
2,903.54 pesos por 
kilómetro cuadrado 
“Las cuotas del derecho de exploración de 
hidrocarburos se actualizarán cada año en el mes de 
enero…” 
De las obligaciones de los asignatarios 
Artículo 46.- “Los Asignatarios estarán obligados al 
pago del impuesto sobre la renta por los ingresos que 
obtengan por las actividades de Exploración y 
Extracción de Hidrocarburos…” 
96 
 
“Para efectos de la determinación del impuesto sobre 
la renta, aplicaran los siguientes porcentajes”: 
I. “El 100% del monto original de las inversiones 
realizadas para la Exploración, recuperación 
secundaria y el mantenimiento no 
capitalizable, en el ejercicio en el que se 
efectúen;” 
II. “El 25% del monto original de las inversiones 
realizadas para el desarrollo y extracción de 
yacimientos de Petróleo o Gas Natural, en 
cada ejercicio, y” 
III. “El 10% del monto original de las inversiones 
realizadas en infraestructura de 
Almacenamiento y transporte indispensable 
para la ejecución de las actividades al amparo 
de la Asignación, como oleoductos, 
gasoductos, terminales o tanques de 
Almacenamiento, en cada ejercicio”. 
Del impuesto por la actividad de exploración y 
extracción de hidrocarburos 
Artículo 55.- “El impuesto por la actividad de 
exploración y extracción de hidrocarburos se calculará 
mensualmente aplicando por cada kilómetro cuadrado 
que comprenda el Área Contractual o el Área de 
Asignación, las siguientes cuotas”: 
I. Durante la fase de exploración 1,583.74 
pesos, y 
II. Durante la fase de extracción 6,334.98 
pesos. 
“Las cuotas del impuesto previsto en el presente Título, 
se actualizarán anualmente…” 
Esta Ley se ubica más en la lógica de la captura de 
recursos fiscales que en la de garantizar la seguridad 
energética de los próximos 30 años en un mercado 
totalmente abierto. La Secretaría de Hacienda controla 
todo el proceso fiscal y económico de las asignaciones 
de Pemex y de los contratos (licencias, de utilidad y 
producción compartida y de servicios) con los nuevos 
participantes, porque su objetivo es la obtención de la 
mayor renta petrolera, y eso es completamente 
entendible. 
Pero en el diseño fiscal, se pierde el diseño energético 
institucional y en el caso de Pemex es evidente. Con la 
iniciativa de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos no 
se le garantiza una descarga fiscal considerable y, en 
caso de existir, no queda claro el período de transición. 
Todo se determinaría en los contratos y en la migración 
de asignaciones a contratos en el caso de Pemex. 
(Cámara de Diputados del H. Congreso de la Unión, 
2014) 
La siguiente Imagen 7, es una ilustración del Diagrama 
de flujo de visión de la estructura del mercado del 
sector de hidrocarburos post reforma energética 
propuesto por la Secretaria de Energía (2013). 
Imagen 10. Diagrama de flujo de visión de la estructura del mercado en México 
 
Fuente: Secretaria de Energía / Gobierno de la República, 2013, pág. 27 
97 
 
Tomando en cuenta la explicación gubernamental de 
la Secretaria de Energía, se observa los siguientes 
cambios (cabe mencionar que las empresas privadas 
ahora tendrán participación directa en la exploración y 
producción, procesos, transporte y distribución, 
almacenamiento y reparto local, así como la 
comercialización en la cadena de crudo y gas.): 
Las siguientes Imágenes 8, 9 Y 10, muestran cómo la 
Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la 
Comisión Reguladora de Energía (CRE) regulan y son 
encargadas de administrar las asignaciones, 
expedición de licencias a terceros (compañías 
privadas) para la participación activa en la industria 
Mexicana. La Secretaria de Hacienda y Crédito 
Público, es la encargada de administrar las comisiones 
e impuestos (ISR – Impuesto Sobre la Renta, por 
ejemplo) a través de la Ley de Ingresos sobre 
Hidrocarburos. El régimen fiscal de asignaciones trata 
de las tasas de impuestos y derechos efectuados del 
2015 – 2019. 
 
Imagen 11. Nuevo contexto en el sector energético en México 
 
 Fuente: Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del 
Estado. Pag. 17. 
Imagen 12. Régimen fiscal del sector petrolero 
 
Fuente: Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del 
Estado. Pag. 18. 
 
98 
 
Imagen 13. Régimen fiscal de las asignaciones 
 
Fuente: Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del 
Estado. Pag. 19. 
IV. CONCLUSIONES 
En cuanto a intereses de nacionales como Pemex, la 
presente reforma energética le permitirá a esta 
institución, explotar con rentabilidad, los yacimientos 
más complejos y costosos, en tierra y en aguas 
profundas, flexibilizando su presupuesto y 
disminuyendo el riesgo de inversión permitiendo a 
terceros operar en reservas tipo P2 Y P3 (probables y 
posibles) con contratos, licencias y entre otros. 
Para una empresa privada que se quiere dedicar a la 
exploración, explotación o transporte de hidrocarburos 
(en este caso, explotación, debido a que el gas 
esquisto es el futuro por su potencialidad), la reforma 
energética en especial la introducción de la Ley de 
Ingresos sobre Hidrocarburos, permite la utilización de 
contratos, expedición de licencias, utilidad compartida 
y servicios abriéndose a nuevos beneficios y terrenos 
para operar en la industria. 
Aunquerealmente las empresas privadas en México, 
no estaban reguladas, sí operaban informalmente a 
pesar de que por ley estaban prohibidas, ahora por la 
reforma energética ya se encuentran reguladas bajo la 
ley. (Pardo, 2011) 
De acuerdo con la información analizada, los cambios 
son significativos posteriormente a la reforma 
energética, existe un antes y un después de los 
detalles más relevantes para una empresa petrolera 
privada como en la siguiente tabla se describe de 
manera resumida. 
Tabla 4. Comparativo de algunos aspectos antes y después de la Reforma Energética 
Impactos para una empresa privada petrolera 
Aspecto 
Pre Reforma 
Energética 
Post Reforma Energética 
Participación 
Nula – Pemex es única 
entidad 
Abierta, contratos, licitaciones y concesiones, utilidad compartida, 
tratados 
Operaciones Limitada / Informal 
Upstream (Exploración y Producción) y Downstream (Manejo y 
Refinación) 
Mercado 
Cerrado – Mercado de 
hidrocarburos 
hermético. 
Abierto – Se puede participar directo en la compra y venta de crudo y 
refinados bajo medidas regulatorias 
99 
 
Impactos para una empresa privada petrolera 
Derechos / Asignaciones No especificados 
*Derecho de exploración de hidrocarburos 
*Derecho de extracción de hidrocarburos 
*Derecho de Utilidad Compartida 
*Derecho sobre valor de extracción según precio de los hidrocarburos 
extraídos 
*Participación en utilidades operativas (Empresa – Empresa: 
Mecanismos de ajuste) 
Impuestos y Comisiones 
(Contrapresión al Estado) 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
/ 
 
Gobierno a empresa (UPSTREAM) 
*Cuota para exploración: (De utilidad / producción compartida) – 
1,150 y 2,750 MXN x km2 
*Impuestos exploración: 1,500 MXN x km2 
*Impuestos extracción: 6,000 MXN x km2 
*Asignaciones: 65% del valor de hidrocarburos extraídos menos 
deducciones autorizadas. 
*ISR: Deducción por inversiones: Exploración y recuperación 
secundaria – 100%; Extracción – 25%; Infraestructura – 10%. 
*Regalías: Tasa contractual sobre valor de extracción, según precio 
de los hidrocarburos extraídos *a) Cuando el precio del petróleo sea 
inferior a 48 USD por barril, de 7.5%, y *b) Cuando el precio del 
petróleo sea mayor o igual a 48 USD por barril, será una: Tasa= 
[(0.125*Precio del petróleo) +1.5]%) 
Empresa a Empresa (UPSTREAM) 
*Licencias / Contratos de: Tasa sobre valor contractual Bono a la 
firma Cuota exploración (discrecional). 
Contrapresión al 
Contratista 
/ 
Recuperación de costos, gastos e inversiones y participación en 
utilidades operativas 
Fuente: Elaboración propia 
Sin embargo, los marcos introducidos por la reforma 
con respecto a los impuestos y comisiones para los 
derechos regulados por el gobierno federal, marcan 
una línea que debe mantenerse al margen para la 
operación viable de estas empresas con el riesgo de 
inflación y entrada de crisis en los mercados por el 
barril de crudo, surgiendo la pregunta de investigación: 
¿Cuál es el costo del barril para mantener una empresa 
petrolera operando en México? (Ver Imagen 11). 
 
100 
 
 
Imagen 14. Historial de fluctuaciones del precio por barril de EE. UU. a nivel mundial 
 
Fuente: Imagen tomada en tiempo real de la bolsa de valores internacional en la plataforma electrónica 
(software) de futuros, “FXCM” en su versión 01.15.071017. 
 
2008 – Punto más alto de 
inflación de precio por 
barril: 144 dlls x bll 
2009 y 2015 – Puntos más 
bajos por caída de precio 
por barril: 40 dlls x bll y 24 
dlls por barril 
Precio actual: ~64 dlls x bll 
101 
 
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