Mientras Guyana y el Golfo de Estados Unidos concentran miles de millones de dólares en nuevos proyectos costa afuera hacia 2030, México mantiene suspendidas rondas y farmouts en su propio Golfo. Este análisis explica cómo se está reconfigurando el mapa offshore global, qué oportunidades está perdiendo la industria mexicana de servicios y qué tendría que cambiar para que el país vuelva al radar antes de que la ventana se cierre.
Mientras México sigue discutiendo internamente qué papel quiere jugar en el Golfo, la región offshore a su alrededor se está moviendo a toda velocidad. Guyana, el Mediterráneo oriental y el Golfo de Estados Unidos se han consolidado como el nuevo triángulo de inversión costa afuera para la segunda mitad de la década, con presupuestos que ya están amarrados y cronogramas claros de producción hacia 2030.
Empresas como Chevron han comunicado que, dentro de presupuestos globales de capital cercanos a los 18 a 19 mil millones de dólares anuales, alrededor de siete mil millones se destinarán específicamente a portafolios offshore en Guyana, el Mediterráneo y el Golfo estadounidense, consolidando a estas cuencas como anclas de crecimiento para los próximos años.
En paralelo, la ola de descubrimientos y desarrollos en el bloque Stabroek de Guyana sigue transformándose en fases sucesivas de producción, con nuevos proyectos que entrarán en operación hacia 2026 y 2027 y una cadena robusta de decisiones de inversión ya anunciadas.
El mensaje para los mercados es inequívoco: el offshore de alto perfil está vivo, bien financiado y con horizonte de al menos una década más, siempre que los proyectos sean competitivos en costos, tengan marcos regulatorios estables y puedan integrarse a portafolios globales que ya están siendo optimizados campo por campo.
En este tablero, México aparece en un incómodo segundo plano. Con las rondas públicas de exploración y producción canceladas desde el sexenio anterior y el nuevo gobierno confirmando la intención de abolirlas de manera definitiva, el país pasó de aspirar a ser polo regional de aguas profundas a convertirse en una provincia madura que vive de desarrollos heredados y de la capacidad limitada de Pemex para ampliar su propia frontera costa afuera.
La ventana offshore no se ha cerrado todavía, pero el cristal ya empezó a empañarse del lado mexicano.
El contraste no es solo de montos de inversión, sino de arquitectura institucional. Mientras Guyana se ha apoyado en asociaciones público-privadas y contratos estables para detonar desarrollo acelerado, México hizo una apuesta por recentralizar las decisiones en torno a Pemex, al mismo tiempo que la empresa enfrenta endeudamiento elevado, presiones de flujo de efectivo y una cartera de proyectos donde la prioridad inmediata es la producción en campos terrestres y aguas someras, no la exploración de nuevos polos en aguas profundas.
Esta pausa tiene efectos en cadena:
Servicios petroleros subutilizados
La industria mexicana de servicios offshore, que había empezado a reposicionarse para atender rondas y farmouts, hoy opera en modo defensivo. La falta de nuevos proyectos competitivos costa afuera reduce la demanda de ingeniería avanzada, embarcaciones especializadas, construcción de infraestructura submarina y servicios logísticos de alto valor. La consecuencia es doble: se pierde masa crítica de talento y se desplaza capacidad hacia otros mercados, justo cuando la región vecina entra en expansión.
Golpe a la cadena industrial de la costa del Golfo
Astilleros, patios de fabricación, puertos y proveedores situados en Tamaulipas, Veracruz y Tabasco se enfrentan a un perfil de trabajo más volátil y de menor horizonte. El contraste con puertos del Golfo estadounidense, que hoy reciben contratos multianuales vinculados a desarrollos en aguas profundas, es cada vez más marcado. El resultado es una pérdida relativa de competitividad que no se ve en un trimestre, pero sí en la forma en que las empresas deciden dónde ubicar sedes, centros de mantenimiento y hubs logísticos para los siguientes diez años.
Dependencia de campos maduros y declinación estructural
Sin nuevas apuestas offshore con participación de socios que aporten capital y tecnología, la plataforma de producción mexicana descansa en campos cada vez más maduros y en proyectos de recuperación en cuencas que ya muestran declinación natural. La consecuencia no es solo menor producción, sino un perfil de reservas más frágil y una mayor vulnerabilidad fiscal ante cualquier choque de precios o de volúmenes.
Menor capacidad de capturar la última ola costa afuera
A nivel global, el apetito por grandes proyectos offshore no será eterno. La combinación de políticas climáticas, avance de renovables y disciplina de capital está llevando a muchas empresas a seleccionar cuidadosamente una última generación de proyectos costa afuera con entrada en operación antes de 2035. Guyana, el Golfo estadounidense, el Mediterráneo oriental y algunas regiones selectas del Atlántico ya están en fila. La ausencia de México en ese portafolio reduce la probabilidad de que el país participe en esa “última ola rentable” de aguas profundas.
En este contexto, la narrativa de que México puede “esperar” a momentos más favorables para reabrir su frontera costa afuera resulta cada vez más difícil de sostener frente a un mercado que ya está asignando capital a otras cuencas.
La pregunta ya no es solo cuántos barriles se dejan de producir, sino cuántas capacidades se dejan de construir.
Si México quiere volver al mapa offshore global antes de que la ventana se cierre, necesita algo más que comunicados de intención. Requiere una decisión estratégica: o define un esquema claro y competitivo para aguas profundas, con reglas de juego confiables y un rol realista para Pemex, o acepta que el Golfo, visto desde el capital internacional, se dividirá en dos mundos distintos: uno dinámico, del lado estadounidense y de nuevos productores como Guyana, y otro en pausa, del lado mexicano, que habrá renunciado a participar en la última gran carrera offshore del siglo.
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