Se prevé que la ideología energética de México se desplome en 2030
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) publicó sus perspectivas mundiales anuales sobre el crudo y los productos refinados hasta 2030, en las que analiza las tendencias de los principales actores del sector y sus interacciones en el ámbito internacional. “Los mercados mundiales del petróleo han tenido hasta ahora un 2025 turbulento. El aumento de las tensiones comerciales y la incertidumbre han lastrado la economía mundial y, por extensión, el crecimiento de la demanda de petróleo”, señala la presentación del informe, publicada este mes (en particular, antes de que el conflicto entre Israel e Irán encendiera brevemente las preocupaciones mundiales por el crudo).
Por muy volátil y desafiante que sea el panorama internacional, la AIE considera que las perspectivas de México están sumidas en sus propios problemas. La agencia prevé un descenso continuado de la producción de crudo y condensados de petróleo en México durante los próximos cinco años, lo que llevará al país a convertirse en importador neto de crudo en 2030 por primera vez en décadas.
Aunque México ha importado crudo esporádicamente en su historia reciente, ha sido por razones diferentes. Concretamente, en los últimos meses del gobierno de Peña Nieto, Pemex importó crudo ligero como parte de una prueba para mejorar la eficiencia de sus refinerías, no por falta de capacidad nacional. No obstante, Andrés Manuel López Obrador hizo frecuentes referencias al episodio, calificándolo de “absurdo”. La propia estrategia energética de AMLO rechazó el plan, prometiendo en su lugar que el país sería autosuficiente.
Siete años después, la AIE advierte de que México está en vías de importar crudo, no para aumentar la eficiencia de las refinerías, sino para cubrir un déficit previsto de 500.000 b/d de crudo para 2030. Se espera que el país pierda 680.000 b/d para entonces. ’De cara al futuro, los retos persisten, ya que Pemex arrastra una elevada carga de deuda y sólo uno de sus principales proyectos verá la luz en 2030“, señala la AIE. La compañía perdió alrededor de 160.000 b/d en la primera mitad de 2025 en comparación con el mismo período de 2024, según el informe, añadiendo que Pemex tenía grandes pasivos pendientes de pago con sus proveedores. Además, los recortes presupuestarios de exploración y producción han hecho que las plataformas petrolíferas se reduzcan de 50 en octubre de 2024 a menos de 20 en menos de seis meses.
Leyendo entre líneas, el informe implica que, de persistir la tendencia, a finales de 2026 o principios de 2027, Pemex podría empezar a necesitar importar crudo para alimentar las refinerías, incluida la de Dos Bocas, que estará (esperemos) en pleno funcionamiento. Mientras tanto, la producción de crudo de Pemex seguiría cayendo hasta alrededor de 1,3 millones de b/d, con una pequeña producción procedente del sector privado.
Los proyectos más prometedores de México son Trion, de la empresa australiana Woodside, que podría poner en línea unos 100.000 b/d para 2028, mientras que el yacimiento de aguas someras Zama -compartido por Pemex y un conglomerado del sector privado- sigue a la espera de una decisión final de inversión, según el informe. “Sin embargo, la ventana para ver la producción de estos dos desarrollos antes del final de nuestra previsión se está cerrando”, añadió.
La AIE también destaca que Pemex redujo “severamente” sus inversiones durante la pandemia, ya que el expresidente Andrés Manuel López Obrador presionó a la petrolera estatal para que se centrara en el rápido crecimiento del crudo de los campos en tierra y en aguas poco profundas y dejara de lado los proyectos en aguas profundas, que requerían mayores inversiones pero también contaban con mayores reservas. “Para 2024, más de la mitad de la producción de Pemex procedía de sólo siete de sus 240 campos”, según el informe.
De forma algo más optimista, el informe prevé mejoras en el mercado descendente en los próximos meses. “La muy retrasada refinería Olmeca de 340.000 bpd en Dos Bocas, en el Golfo de México, se encuentra actualmente en fase de aceleración y se espera que alcance su pleno funcionamiento en 2026. La primera fase de 170.000 bpd comenzó a finales de 2024, y se espera que el segundo tramo esté en marcha a finales de este año.”
Pemex también está trabajando en un programa de renovación de sus seis refinerías y unidades de modernización de Tula, Salina Cruz y Salamanca, con una inversión estimada de 1.400 millones de dólares. De hecho, el aumento de la capacidad de transformación de Pemex impulsa en parte la previsión de que México se convierta en importador neto de crudo.
Curiosamente, el informe no menciona la reciente revisión del sector energético mexicano ni las múltiples modificaciones del marco jurídico. La administración Sheinbaum ha prometido que estos cambios permitirán que la producción de crudo de México se mantenga en 1,8 millones de b/d en 2030, su último año de mandato.
A la espera de contratos mientras persisten las dudas
Se dice que funcionarios de la Secretaría de Energía (Sener) y de Pemex trabajan “día y noche” para firmar la primera docena de contratos mixtos para asociarse con Pemex. Aunque hasta ahora los términos han mantenido al margen a la mayoría de los actores del sector privado, los funcionarios sospechan que algunos de ellos acabarían aceptándolos porque dependen totalmente de Pemex y, por tanto, deben rebajar sus expectativas. Con ambas partes a la espera de que la otra parpadee, todavía no se ha firmado ningún contrato. Según las fuentes, la Sener se reunió con empresas de servicios petroleros para presentarles los primeros proyectos en el marco de los contratos mixtos, que en su mayoría incluyen campos maduros propiedad de Pemex.
Según los términos propuestos, Pemex sería propietario de 40% de la producción de crudo y no tendría que aportar efectivo por adelantado para financiar el desarrollo. El esquema funcionaría de forma muy similar a los actuales contratos de servicios de exploración y producción, conocidos como CSIEEs, aunque bajo los nuevos contratos mixtos, los socios serían pagados con la producción de crudo y no con una tarifa fija por barril de crudo extraído.
Se dice que los proyectos por separado no son atractivos para la mayoría de los participantes; sin embargo, es probable que los operadores de servicios petroleros intenten llegar a múltiples acuerdos con la empresa estatal. Además, la mayoría de estas empresas ya son proveedores de Pemex, por lo que podrían arriesgarse a participar en estos nuevos acuerdos, ya que la empresa estatal es su cliente más importante o el único en México, como se ha explicado anteriormente. Las empresas seguirán teniendo que vender su cuota de producción de crudo a través de Pemex, aunque los pagos estarían garantizados por un fideicomiso creado para cada contrato, lo que aliviaría las preocupaciones en torno a los retrasos en los pagos de cada contrato.
Una vez que el Consejo de Administración de Pemex apruebe los acuerdos, la Sener también deberá dar luz verde a la operación, ya que, con arreglo al nuevo marco jurídico, el Ministerio tiene la última palabra en este proceso. Pemex y Sener han trabajado conjuntamente en el acuerdo durante los últimos meses, y se entiende que quieren empezar a firmar los primeros contratos en los próximos días.
La dirección de Pemex dijo anteriormente que la empresa tenía como objetivo firmar 17 acuerdos bajo el nuevo modelo de contrato mixto este año, ya que busca capital fresco para compensar un presupuesto de inversión reducido en los próximos trimestres. Hasta el final del primer trimestre, Pemex había gastado 69.200 millones de pesos (1.400 millones de dólares) de su presupuesto de exploración y producción de 97.800 millones de pesos, unos 701 millones de pesos de su asignación para todo el año.
En otras noticias sobre energía...
- Los proveedores de Pemex podrían dejar de prestar sus servicios a partir de julio debido a la acumulación de facturas impagadas, según Amespac, el mayor grupo comercial de proveedores de servicios petroleros. “Actualmente estamos viviendo una crisis sin precedentes debido a la falta de pago por nuestros servicios y a un profundo recorte presupuestario”, dijo Amespac. Pemex debe 50.000 millones de pesos (unos 1.400 millones de dólares) por trabajos ya realizados a proveedores afiliados a la Amespac. Parte del trabajo no pagado se realizó hace más de un año, dijo el grupo.
- Las autoridades mexicanas encontraron una refinería clandestina con más de 500.000 litros de crudo en el estado de Veracruz. Las autoridades encontraron siete tanques móviles de gran capacidad, cuatro tanques verticales e infraestructura utilizada para la producción de combustible. Se sabe que en la zona hay presencia de células delictivas como el Cártel Jalisco Nueva Generación, el Cártel del Golfo, La Barredora y Los Zetas, todas ellas vinculadas al robo de combustible y la extorsión.
- La producción de crudo de México procedente de contratos adjudicados entre 2015 y 2018 aumentó en 3% en marzo respecto al año anterior, repuntando tras una fuerte caída a principios de año, según los últimos datos del Fondo Mexicano del Petróleo (FMP). La producción de crudo aumentó a 181.750 bpd en marzo, frente a los 176.920 bpd del año anterior. En marzo, la producción de condensados por contrato descendió 331 TEP3 a 1.710 bpd, frente a los 1.710 bpd del año anterior, pero aumentó 51 TEP3 en comparación con febrero. La producción de gas natural fue de 166,4 millones de pies cúbicos diarios, 26% menos y 1% menos que en febrero.
- El nuevo regulador energético de México ha cubierto algunos puestos clave con ex funcionarios de la Sener, de la extinta Comisión Reguladora de Energía (CRE) y del Gobierno del Distrito Federal. El nuevo titular de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Juan Carlos Solís Ávila, ha nombrado nuevos titulares para las unidades de hidrocarburos, electricidad, finanzas, jurídica y verificación.
- El nuevo secretario técnico, el segundo puesto de mayor rango dentro del nuevo regulador, es Pedro Lara Lastra, quien anteriormente ocupó un puesto similar en el regulador anterior. Lara también trabajó en Pemex; sin embargo, la mayor parte de su carrera como funcionario público la desarrolló en el Gobierno del Distrito Federal.
- Gilberto Lepe es el nuevo titular de la Unidad de Hidrocarburos. Lepe, académico de la UNAM, trabajó durante casi una década en la Comisión de Mejora Regulatoria (CONAMER), encargada de analizar el costo-beneficio de toda la regulación creada por las entidades federativas.
- El nuevo titular del sector eléctrico es Héctor Beltrán, quien anteriormente trabajó en la extinta Comisión Reguladora de Energía durante más de 11 años.
- Darío Hinojosa dirigirá la unidad de verificación. Antes de este cargo, Hinojosa trabajó durante casi tres años en la empresa de renovables Tuto Power, y antes durante cuatro años en la extinta CRE.
- María Guadalupe Hernández Rodríguez dirigirá el departamento jurídico de la nueva CNE. Hernández trabajó brevemente en el equipo jurídico de la CRE, y cuatro años en la unidad de productos refinados de la Sener.
- Rafael Hernández Alarcón, ex funcionario del Gobierno del Distrito Federal, dirigirá la unidad financiera de la nueva comisión. Hernández trabajó brevemente en la CRE antes de hacer la transición a la CNE.
- Mónica López Aguilar es la nueva responsable de estrategia y enlace entre unidades del nuevo regulador. López trabajó tres años en la Comisión Nacional del Agua y más de seis en el regulador ambiental y de seguridad en el sector energético (Asea).
- Pemex pagó 17% menos en regalías petroleras en mayo que en enero, ya que los pagos siguen cayendo bajo el esquema que consolida los pagos. Pemex pagó 16.400 millones de pesos ($864 millones de dólares), por debajo de los 19.700 millones de pesos de enero, el último mes bajo el antiguo esquema.
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