El Departamento de Estado señala ventajas regulatorias para Pemex y CFE en el nuevo marco 2024–2025. Qué implica el 54% de CFE, el 40% mínimo de Pemex y la planeación anual para privados.
El Departamento de Estado de Estados Unidos advirtió que el nuevo marco constitucional y legal en México favorece a Pemex y CFE y pone en desventaja a empresas estadounidenses, de acuerdo con su informe Declaración sobre el clima de inversión en México 2025. El reporte llega tras la reforma de octubre de 2024 y el paquete de leyes secundarias que reconfiguraron reglas de petróleo, gas y electricidad, con impactos directos en asociación con privados, competencia y futuras controversias comerciales.
México modificó la condición jurídica de Pemex y CFE a “empresas públicas”, con un rediseño del sector que limita más la participación privada. El cambio viene acompañado de reglas clave: derecho de preferencia de Pemex en nuevos bloques de exploración y extracción, con obligación de mantener al menos 40% de propiedad en cualquier desarrollo conjunto; y en electricidad, un piso de 54% del despacho para activos de CFE. La autoridad energética, además, emitirá planeación anual vinculante para sostener esa prevalencia en el mercado eléctrico.
Para empresas de EE. UU. el mensaje es doble. En upstream, cualquier entrada a proyectos nuevos pasa por Pemex, con mayor control sobre ritmos, proveedores y retornos; la puerta no se cierra, pero se encoge. En power, el énfasis en la generación pública y la planeación centralizada introduce incertidumbre de acceso a red y a despacho para nuevos privados, aun cuando la expansión renovable sea prioritaria en el discurso. El informe no determina si estas medidas violentan o no el T-MEC; simplemente documenta el cambio de cancha y lo coloca en el radar rumbo a la revisión de 2026.
Del lado mexicano, el Gobierno defiende la reforma como corrección de rumbo a la liberalización de 2013: más control estatal para seguridad energética, estabilización de Pemex, electricidad “a precios accesibles” y un paquete de energía limpia asociado a infraestructura petrolera. Entre las líneas de trabajo se mencionan generación limpia en activos petroleros y la exploración de aprovechar pozos cerrados/abandonados para procesos ligados al litio. Son iniciativas que buscan maximizar activos existentes y diversificar ingresos, pero su aterrizaje regulatorio e industrial apenas empieza (cronogramas, MW y nodos: no detallado hoy).
Riesgos inmediatos para inversionistas. Primero, asimetría de trato en licenciamiento, acceso a infraestructura y despachos, donde la regla pública de 54% y la planeación vinculante pueden relegar proyectos privados a ventanas horarias o a la condición de “sujeto a red”. Segundo, mayor dependencia de decisiones de Pemex/CFE en asociaciones, suministro y contratación; la due diligence ahora debe incluir análisis de gobernanza corporativa, tiempos de aprobación y capacidad presupuestaria de las empresas públicas. Tercero, más potencial de disputas: desde inconformidades en concursos hasta consultas bajo el T-MEC, aunque hoy no hay una acusación formal en ese marco.
Dónde hay oportunidades, aún con el nuevo tablero. Para petroleras y servicios especializados, proyectos de riesgo técnico (aguas profundas, crudos pesados, recuperación secundaria) siguen requiriendo socios; la novedad es la obligatoria mayoría de Pemex en equity. En electricidad, los espacios más realistas están en proyectos con CFE (ingeniería, EPC, equipos) y en renovables con almacenamiento integrados a la planeación pública —siempre que la interconexión y el despacho estén contractualmente acotados. Para industriales, PPAs corporativos con BESS y perfiles de entrega flexibles ayudan a mitigar recortes, pero requieren cláusulas de red y escalones de precio muy claros.
Seis preguntas que todos deben hacerse desde hoy.
¿El proyecto depende de nodos saturados o de una obra de transmisión no vinculante? (si la respuesta es sí, reetapear o incluir BESS).
¿El contrato reconoce riesgos de despacho/curtailment y los asigna de forma explícita?
¿La asociación con Pemex/CFE tiene hitos de inversión y operación medibles, con penalidades?
¿La certificación ambiental y de contenidos locales cierra con la planeación anual de Sener?
¿Hay cobertura T-MEC aplicable para reclamaciones, y qué ley aplicable/arbitraje amarra el proyecto?
¿Qué plan de salida existe si la planeación pública cambia prioridad o calendarización?
Lectura estratégica. El péndulo regulatorio se movió: México no clausura la inversión privada, pero la subordina a objetivos de política pública con un liderazgo operativo de sus empresas públicas. El reto para los inversionistas no es “si” habrá negocio, sino bajo qué condiciones y con qué protecciones. El reto para México es equilibrar esa prevalencia estatal con certidumbre y reglas claras que no cierren la puerta a capital, tecnología y competencia justo cuando la red y la transición lo necesitan.
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