La geopolítica del petróleo: México y la amenaza de la arepa
La captura del presidente venezolano Nicolás Maduro ha desatado el debate sobre el impacto en el sector energético de México. Aunque es demasiado pronto para llegar a conclusiones, el presidente Trump ha sido particularmente directo en sus declaraciones, incluso para sus estándares. En diferentes momentos ha dicho que Estados Unidos administraría las exportaciones petroleras de Venezuela, simplemente compartiría las ganancias con Venezuela, buscaría compensación por sus inversiones petroleras heredadas en Venezuela y, lo más importante, buscaría reactivar la producción petrolera venezolana, hogar de las reservas probadas de petróleo más grandes del mundo. Hasta ahora, el “nuevo” gobierno venezolano no ha hecho muchos comentarios sobre estas pretensiones imperialistas, y sigue sin estar claro hasta qué punto se harán realidad.
Mientras tanto, la mayoría de los expertos en energía han moderado las expectativas de que un repunte de la producción petrolera venezolana altere significativamente los mercados mundiales de la energía, aunque, por supuesto, habrá algunas nuevas oportunidades selectas. Dejando a un lado la continua incertidumbre política y jurídica que por ahora mantendrá cautelosas a muchas compañías petroleras, a pesar de sus enormes reservas, la mayor parte del crudo venezolano es pesado o extrapesado, y su extracción y procesamiento requieren una inversión sustancial. A diferencia del crudo ligero, que fluye con facilidad, el pesado se comporta más como un fluido de alta viscosidad y necesita una capacidad de refinado especializada. Una vez producido, entraría en un mercado sobreabastecido desde hace más de tres años, con refinerías limitadas (en concreto, las refinerías de la costa estadounidense del Golfo de México, construidas para refinar crudo pesado) capaces de procesar estas mezclas. La refinería Dos Bocas de Pemex es uno de los pocos proyectos recientes diseñados para el crudo pesado, y ahora que funciona casi a pleno rendimiento puede haber liberado capacidad en las refinerías estadounidenses del Golfo. Al mismo tiempo, a medida que el mundo se orienta hacia combustibles más limpios (y dado el alto contenido de azufre del crudo venezolano), las petroleras internacionales dirigen su capital hacia recursos más ligeros, como los yacimientos de esquisto de Argentina o los proyectos de aguas profundas de Brasil y Guyana.
Así pues, es poco probable que el regreso de Venezuela como gran potencia petrolera mueva la aguja de los mercados mundiales durante la próxima década. Sin embargo, en caso de que se resuelva la incertidumbre política, podría aumentar la presión sobre su par más directo: Pemex. Cuando la producción petrolera de Venezuela empezó a disminuir a mediados de la década de 2000 -acelerándose a partir de 2007-2008 a medida que el gobierno endurecía el control estatal-, México se benefició brevemente. Las empresas de servicios petroleros volvieron a centrarse en Pemex como su principal cliente en Latinoamérica, especialmente durante los periodos en los que la brasileña Petrobras estaba mucho más endeudada. Parte del antiguo personal de PDVSA también se trasladó a México, y cuando México abrió su sector petrolero en 2014, Venezuela ya no competía por el capital, lo que indirectamente apoyó el impulso inversor de México.
En última instancia, México perdió la oportunidad de capitalizar plenamente el colapso de Venezuela después de que la administración de López Obrador impusiera una política energética nacionalista, que sigue vigente en gran medida, aunque con un tono más abierto bajo la presidencia de Sheinbaum. Mientras México se ha quedado rezagado, países como Guyana y Argentina han surgido como actores regionales más significativos junto a Brasil y Colombia. Los analistas advierten ahora que si Venezuela logra reconstruir su sector petrolero, empezando por la gobernanza y la confianza de los inversores, México se enfrentaría no sólo a otro competidor regional, sino a uno que ofrece una propuesta de valor muy similar, con abundante crudo pesado en relativa proximidad geográfica a mercados clave. En otras palabras, las arepas podrían volver a los menús de los comerciantes, mientras que las tortillas corren el riesgo de quedar relegadas a un segundo plano.
Mientras el polvo sigue asentándose en Caracas, México se enfrenta a otra llamada de atención para afinar su política energética. Pemex firmó sus cinco primeras asociaciones en el marco del nuevo modelo de contratos mixtos antes de fin de año, pero los ingresos no alcanzaron las expectativas. La empresa había previsto recaudar unos 1.400 millones de dólares en la primera tanda, pero sólo recibirá 1.400 millones. Los contratos se refieren a yacimientos terrestres pequeños y medianos, con primas a la firma de entre $3 millones y $25,25 millones, y Pemex se quedará con participaciones en los beneficios de 46% a 84%.
Fuentes del mercado y analistas han advertido desde principios de 2025 que el nuevo marco legal tendría dificultades para atraer a las grandes petroleras. Pemex tenía previsto firmar 11 contratos mixtos, pero todos los ganadores hasta ahora son proveedores pequeños o medianos con experiencia previa en Pemex, mientras que las petroleras internacionales y las grandes empresas de servicios se han mantenido al margen, por ahora. Las condiciones poco atractivas, incluida la incertidumbre en torno a la recuperación de costes, el acceso a los datos geológicos y los flujos de pago, han disuadido a una participación más amplia. Aunque hay más licitaciones en curso y podrían firmarse más contratos el año que viene, la primera ronda pone de relieve la dificultad de Pemex para atraer capital privado significativo.
En cuanto a la generación de energía, hubo noticias positivas, ya que la Secretaría de Energía (Sener) seleccionó proyectos elegibles para permisos de vía rápida, la mayoría de ellos respaldados por desarrolladores con proyectos estancados durante la administración de AMLO, cuando los permisos se congelaron en gran medida. El resultado fue un grupo diversificado de promotores privados, en su mayoría pequeños y medianos, muchos de ellos con vínculos españoles. Dos proyectos fueron retirados posteriormente de la lista, y los promotores restantes aún deben presentar garantías financieras. El proceso atrajo la atención de todo el sector y debe acogerse con satisfacción. Dicho esto, parece que muchos grandes actores internacionales aún no están totalmente convencidos de volver a México y, sin ellos, el impacto de estas iniciativas sigue siendo limitado.
En otras noticias sobre energía...
- El Gobierno de México ha retirado un proyecto de reglamento que proponía acelerar la migración de los permisos de generación heredados al mercado mayorista de la electricidad, tras el fuerte rechazo de los grupos industriales. La Sener pidió al regulador que retirara la propuesta presentada a principios de diciembre, después de que empresas y asociaciones del sector advirtieran de que podría perjudicar gravemente a los proyectos existentes. El proyecto pretendía trasladar las centrales eléctricas que operan con permisos otorgados por la ley eléctrica de 1992 al mercado creado por la reforma de 2015, pasando por alto una consulta pública en Conamer, una medida que aumentó la incertidumbre entre los participantes del mercado. Generadores e inversionistas advirtieron que las reglas podrían reducir la rentabilidad, en particular para los proyectos eólicos, o incluso conducir a transferencias de activos a la CFE. Ante esta reacción, la Sener dijo que está revisando la propuesta y presentará una nueva versión en enero, después de redefinir su alcance para garantizar la viabilidad regulatoria.
- Pemex registró un descenso interanual de casi 2% en la producción de líquidos en noviembre, con una producción media de 1.641.300 barriles diarios (bpd), 1,9% menos que un año antes. La producción de crudo cayó 2,79% hasta 1.633.200 bpd, compensada en parte por una mayor producción de condensados, que aumentó 6,52% hasta 284.200 bpd, mientras que la producción de gas natural aumentó 3,26% hasta 4.576,2 millones de pies cúbicos diarios, según las últimas estadísticas de la empresa estatal. Las exportaciones de petróleo de México cayeron a su nivel más bajo desde 1990, con una media de 600.400 bpd entre enero y noviembre, lo que supone un descenso interanual de 25,5%.
- El director general de Pemex, Víctor Rodríguez, nombró a Octavio Barrera como jefe de la unidad de Exploración y Producción de la empresa, a partir del miércoles, según un memorando interno visto por Reuters. Barrera sustituye a Ángel Cid, que deja el cargo sólo unos meses después de regresar en medio de los esfuerzos para frenar la caída de la producción de crudo y tras haber dirigido previamente la unidad bajo el mandato del ex presidente Andrés Manuel López Obrador. Aunque Barrera fue nombrado como sustituto interino, el memorando le otorga plenos poderes estatutarios. Barrera es ingeniero de formación, con experiencia en electrónica, y ha pasado la mayor parte de su carrera profesional en Pemex en funciones técnicas y de ejecución de proyectos. Antes de su nombramiento, se desempeñó como Subdirector de Diseño, Ingeniería y Ejecución de Proyectos de PEP, cargo que asumió a mediados de 2025 como parte de una reestructuración interna encaminada a fortalecer la ejecución operativa. Su experiencia se ha centrado en la planeación, coordinación y ejecución de proyectos de infraestructura upstream, lo que le ha dado familiaridad con los retos de producción de Pemex. Considerado un ejecutivo de orientación técnica más que una figura de cara al público, el nombramiento de Barrera indica un énfasis en la continuidad y la supervisión operativa a medida que Pemex trata de estabilizar la producción y sortear las actuales presiones financieras y operativas.
- México superó a Venezuela como principal proveedor de petróleo de Cuba, destacó el FT. México exportó 12.284 bpd el año pasado, una cantidad pequeña en términos absolutos, pero que representa 44% de las importaciones cubanas. Aunque la presidenta Sheinbaum ha defendido los envíos, sigue siendo una fuente de fricción con el gobierno de Estados Unidos, que seguramente aumentará tras la destitución del presidente Maduro.
- Un consorcio liderado por Coastal Contracts ha obtenido de Pemex un contrato EPC de aproximadamente 1.400 millones de dólares para la construcción de nuevas infraestructuras de endulzamiento de gas y otras asociadas en el yacimiento terrestre de Ixachi.
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