Las inversiones energéticas de Slim siguen creciendo a su ritmo
A mediados de 2025, una presentación de Pemex en la que se detallaban las primeras empresas interesadas en asociarse con la empresa estatal circuló entre fuentes del mercado, llegando rápidamente a la prensa. Pemex, dirigida por su consejero delegado, Víctor Rodríguez, esperaba recaudar hasta 1.400 millones de dólares solo en primas por la firma, una cifra que subrayaba el importante atractivo potencial de estos acuerdos, mucho más para una empresa que necesita urgentemente capital para aumentar la producción de crudo, tanto por razones financieras como políticas.
Lo más llamativo de la presentación es que el Grupo Carso, controlado por Carlos Slim, estaba dispuesto a pagar 1.400 millones de dólares por una participación minoritaria en el yacimiento terrestre de Ixachi, además de sufragar las inversiones necesarias para aumentar la producción y pagar regalías al gobierno mexicano. Los directivos del Grupo Carso reconocieron que estaban evaluando la viabilidad de la operación. Se esperaba que la firma de Slim supusiera no sólo una importante inyección de liquidez, sino también un rotundo respaldo a la primera oleada de contratos mixtos.
Desgraciadamente, Pemex no cumplió sus propias expectativas y sólo consiguió cerrar un puñado de contratos mixtos, por un importe aproximado de $50 millones de dólares. El Grupo Carso acabó firmando un contrato de servicios más bien tradicional para perforar pozos en Ixachi, sin prima de firma ni inversión comprometida, volviendo al modelo de contratación antiguo. Otras operaciones, cuyo cierre estaba previsto para diciembre, se retrasaron tras la marcha de Ángel Cid.
No es de extrañar que el nombre del Sr. Slim aparezca cada vez que surgen oportunidades en el sector del petróleo y el gas de México, pero como se ha señalado anteriormente en este boletín, el empresario más rico del país ha favorecido históricamente un enfoque lento pero constante, con movimientos defensivos en lugar de apuestas de alto riesgo. Por ello, la compra de la participación de la petrolera rusa Lukoil en el sector upstream mexicano parece estratégicamente coherente. Lukoil posee una participación de 50% en los yacimientos marinos de Ichalkil y Pokoch, adjudicados a Fieldwood durante una de las pocas rondas de licitaciones petroleras celebradas con éxito en México. El Grupo Carso pagará $270 millones por 100% de Fieldwood México y asumirá $330 millones de deuda interempresarial. Carso ya poseía la mitad restante tras adquirir Petrobal, la empresa energética del Grupo Bal.
Los rumores del mercado también vinculan al Sr. Slim con una posible oferta por los activos de la empresa gasista estadounidense New Fortress Energy (NFE). El Grupo Carso sustituyó a NFE como proveedor de servicios en el yacimiento marino Lakach de Pemex. Hasta ahora no se ha materializado ninguna transacción.
Más recientemente, el Sr. Slim se ha convertido en un actor clave en las conversaciones de reestructuración de la deuda de la empresa petroquímica Braskem Idesa (BI), habiendo reforzado gradualmente su posición en la empresa conjunta brasileño-mexicana mediante la adquisición de una participación mayoritaria en Idesa, un accionista minoritario 25% en BI, la concesión de préstamos directos a BI para construir la terminal de importación de etano que la empresa necesitaba para reducir la dependencia de Pemex, y el aumento de su exposición como un BI (impago) tenedor de bonos, según las fuentes. Hasta el momento, es probable que Slim tenga pérdidas, dada la caída del valor de los bonos (y de las acciones de BI), pero juega a largo plazo, y desde hace tiempo tiene sus ojos puestos en Etileno XXI, la gigantesca planta de polietileno de BI, valorada en $5.000 millones.
¿Apuesta por Venezuela? Se requiere paciencia
A medida que el presidente Donald Trump ha cambiado su enfoque de Venezuela a Groenlandia en los últimos días, las empresas y los analistas han tenido la oportunidad de evaluar con más calma las oportunidades en petróleo, gas y minerales de la nación sudamericana. Como se comentó en el boletín anterior, la destitución del presidente venezolano Nicolás Maduro ha abierto la puerta a una posible reactivación de la producción de crudo, pero restablecer la producción a los aproximadamente 3 millones de bpd de finales de los 90 (desde el nivel actual de ~1 millón de bpd) requerirá estabilidad política, reforma institucional y miles de millones de dólares.
En una reunión celebrada en Washington el 9 de enero, Trump presionó más bien públicamente a altos ejecutivos petroleros para que apoyaran una propuesta de inversión de 100.000 millones de dólares en Venezuela, pero la mayoría se negó a comprometerse, alegando riesgos legales, comerciales y de seguridad. Ejecutivos de Chevron, Exxon Mobil y ConocoPhillips afirmaron que antes de entrar en el país se necesitarían garantías claras y un marco de inversión renovado. El consejero delegado de Exxon, Darren Woods, describió Venezuela como “inviable” debido a la debilidad de las protecciones legales y a un historial de confiscaciones de activos. ConocoPhillips señaló que había perdido 1.400 millones de dólares en expropiaciones anteriores.
Incluso si el plan de Trump para estabilizar Venezuela tiene éxito, explotar las vastas reservas del país seguirá siendo técnicamente difícil. Venezuela, como es bien sabido, posee las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, superando a Estados Unidos, Arabia Saudí y Rusia. Pero como se explicó en la edición anterior de este boletín, la mayor parte de ellas son de crudo pesado y extrapesado, cuya extracción es significativamente más cara que la de los grados ligeros o medios. La producción, concentrada en la Faja del Orinoco, se ha desplomado debido a las sanciones, la crónica falta de inversión y la mala gestión de PDVSA bajo Hugo Chávez y Maduro.
El crudo pesado requiere dilución con hidrocarburos más ligeros y capacidad de refinado especializada. Rystad Energy estima que restablecer la producción de Venezuela a niveles máximos requeriría $183.000 millones de dólares a lo largo de 15 años, con unos costes de equilibrio que oscilarían entre 60 y 80 dólares por barril, o más si se imponen regalías más elevadas, una cuestión abierta bastante significativa bajo el mandato de Trump.
Seguro que hay un puñado de inconformistas dispuestos a correr el riesgo, como siempre. Algunos podrían venir de México, donde las empresas ya conocen el sector, el idioma y las redes comerciales necesarias para colocar barriles pesados: la costa estadounidense del Golfo de México. Este mercado está dominado por la oferta canadiense, junto con Pemex, que podría estar entre los productores más afectados por un eventual regreso de Venezuela. (El posible flujo de crudo pesado adicional de Venezuela hacia las refinerías de crudo pesado del Golfo de EE.UU. es ahora mucho más fácil de absorber, ya que Dos Bocas alcanza finalmente su plena utilización, eliminando de la ecuación la mayor parte del crudo pesado mexicano, aunque la viabilidad a largo plazo de las demás refinerías mexicanas es una cuestión diferente, y no insignificante).
Más allá del petróleo, la industria venezolana del aluminio también podría suscitar interés, pero la reactivación de la producción requeriría entre 1.600 y 2.300 millones de dólares de inversión, después de que la producción se desplomara de más de 600.000 toneladas anuales a casi cero en 2025, según Wood Mackenzie. Esto podría ayudar a aliviar el déficit de aluminio primario de EE.UU. de más de 5 millones de toneladas.
En otras noticias sobre energía...
- La presidenta Sheinbaum ha seguido defendiendo la decisión del país de suministrar petróleo a Cuba, subrayando que México es una nación soberana y que sus acciones no deben verse sujetas a la aprobación de Estados Unidos. El presidente dijo que México está dispuesto a actuar como facilitador del diálogo entre Estados Unidos y Cuba si ambas partes están de acuerdo, argumentando que el futuro de Cuba debe ser decidido por los propios cubanos de acuerdo con el principio de soberanía nacional. Agregó que el gobierno dará a conocer más adelante los detalles de los envíos de crudo y aprovechó la oportunidad para destacar lo que describió como la mejora de las perspectivas de Pemex, acreditando el trabajo realizado por el ex presidente Andrés Manuel López Obrador y el ex director general Octavio Romero, el apoyo continuo de la Secretaría de Hacienda, las recientes mejoras de calificación, y el progreso en refinación y petroquímica, incluyendo una mayor producción en la refinería de Dos Bocas, que dijo está produciendo más de 300.000 bpd.
- Pemex regresa al mercado local de deuda de la Bolsa Mexicana de Valores con un nuevo largo‑programa a plazo de hasta 100.000 millones de pesos, comenzando con una emisión de 31.500 millones de pesos (~$1.800 millones de USD). La AAA local‑La escala de calificación de la estructura está diseñada para que la operación resulte especialmente atractiva para los inversores institucionales nacionales que buscan la máxima rentabilidad.‑calidad crediticia.
- Pemex aumentará la inversión en fracturación hidráulica (fracking) en 2026 en 66% en comparación con 2025, destinando 4,016 millones de pesos (~US$230 mn) al programa Aceite Terciario del Golfo frente a los 2,423 millones de pesos del año pasado, de acuerdo con una solicitud de transparencia de la Secretaría de Hacienda, informó El Universal. La empresa ha incrementado silenciosamente esta actividad bajo la presidencia de Sheinbaum, un marcado contraste con la administración de AMLO, durante la cual el fracking era una palabra con "f" tanto figurada como literal.
- La petroquímica brasileño-mexicana Braskem-Idesa habría llegado a un punto muerto en su reestructuración con el grupo ad hoc de obligacionistas. Las conversaciones continúan para revisar el plan, según las fuentes. Se dice que los accionistas han propuesto hasta $700 millones de dólares de apoyo, pero los tenedores de bonos contraatacaron con demandas de mayor control y economía, incluyendo $200 millones de nuevas notas de primer gravamen a cuatro años a 11% de pago en efectivo, covenants más estrictos y canjes de segundo gravamen con cupones más altos. Ambas partes están de acuerdo en que el plan de negocio original ya no es viable tras el debilitamiento de los mercados petroquímicos y la escasez crónica de etano suministrado por Pemex, lo que obliga a depender de una nueva terminal de importación que permite mayores tasas de explotación pero añade costes logísticos.
- S&P Global Ratings advirtió que los principales riesgos a la baja para la calificación soberana de México son el débil crecimiento económico a largo plazo, las deficiencias operativas y financieras de Pemex que generan pasivos contingentes, y el aumento gradual de la carga de la deuda pública. Señaló que un bajo crecimiento prolongado podría traducirse en finanzas públicas más débiles y presionar la calificación soberana si no se toman medidas correctivas. México está calificado actualmente como BBB/Estable/A-2 en moneda extranjera y BBB+/Estable/A-2 en moneda local, pero S&P advirtió que si no se controlan los déficits fiscales podrían producirse costes de deuda e intereses superiores a los previstos, mientras que un apoyo extraordinario adicional a Pemex y CFE podría desencadenar una rebaja de la calificación. La agencia destacó la flexibilidad externa y monetaria del país, un tipo de cambio flotante y una política monetaria creíble como fortalezas clave, pero proyectó un crecimiento del PIB de poco más de 1% este año, lo que refleja la debilidad estructural, la baja inversión y la incertidumbre jurídica tras las recientes reformas judiciales. La persistente baja producción de petróleo podría obligar al Gobierno a seguir apoyando a Pemex en 2026-27, con lo que la reforma de la empresa petrolera se convertiría en la reforma fiscal más urgente del país.
Descargar PDF: Charla energética 012126