La caída en precios internacionales y la incertidumbre regulatoria están impactando las utilidades de Pemex y de empresas privadas en México. Analizamos resultados, recortes de inversión, producción, márgenes y riesgos operativos para el sector energético nacional.
La nueva refinería Olmeca de Pemex en Dos Bocas (Tabasco). Pemex ha incrementado su capacidad de refinación, pero enfrenta declives en producción y finanzas en un entorno de precios bajos.
El sector petrolero en México atraviesa un periodo de desafíos significativos en 2024–2025, marcado por la combinación de precios internacionales desfavorables, problemas financieros de la empresa estatal Pemex y una participación todavía limitada de las compañías petroleras privadas en el país. A nivel empresarial, los efectos de la caída de las ganancias petroleras globales se reflejan en pérdidas históricas para Pemex, recortes de inversión y replanteamiento de estrategias tanto por parte de la petrolera nacional como de las firmas extranjeras que operan en territorio mexicano. Este artículo analiza en detalle la situación de Petróleos Mexicanos (Pemex) y de las empresas privadas en México, con énfasis en producción, utilidades y decisiones de inversión recientes.
Petróleos Mexicanos (Pemex) cerró el año 2024 con resultados financieros preocupantes. La empresa reportó una pérdida neta de 620,605 millones de pesos en 2024, revirtiendo drásticamente la utilidad de 8,151 millones que había logrado en 2023. Se trata de la segunda mayor pérdida anual de Pemex en al menos dos décadas, solo superada por la de 2015. Varios factores explican este descalabro. En primer lugar, los ingresos petroleros cayeron 2.4% interanual, ubicándose en 1.678 billones de pesos, debido principalmente a menores exportaciones de crudo en volumen y precio. Durante 2024, Pemex destinó más barriles a refinar internamente (para abastecer combustibles al mercado local) y exportó menos petróleo; aun así, los precios más bajos redujeron el valor de esas ventas al exterior.
Por otro lado, los costos de ventas aumentaron 4.4%, hasta 1.442 billones de pesos, en parte por mayores gastos de mantenimiento, conservación de instalaciones y amortizaciones de pagos diferidos. Esto dejó un rendimiento bruto positivo de 182,000 millones, es decir, la operación fundamental de Pemex (ingresos menos costos directos) sigue siendo rentable. Sin embargo, los resultados netos se vieron hundidos por factores financieros, principalmente el impacto de la depreciación cambiaria. Durante 2024 el peso mexicano se devaluó cerca de 20% frente al dólar (por ejemplo, tan solo en el cuarto trimestre pasó de 16.92 a 20.26 pesos por dólar). Dado que la mayor parte de la deuda de Pemex está denominada en dólares, esta devaluación encareció sustancialmente el monto de la deuda al convertirlo a pesos. En los libros contables, Pemex registró por ello una pérdida cambiaria “virtual” de 304,000 millones de pesos en 2024 –virtual en el sentido de que no implicó salida de efectivo inmediata, sino un efecto contable por la fluctuación del tipo de cambio. Adicionalmente, Pemex tuvo un costo financiero (intereses de deuda) de 170,000 millones de pesos. Ambos efectos combinados (pérdida cambiaria + intereses) suman cerca de 474 mil millones, explicando gran parte del resultado negativo anual.
Cabe señalar que el gobierno ha brindado alivios en la carga fiscal de Pemex en los últimos años. En 2022 y 2023 redujo los derechos e impuestos que Pemex paga por extracción, con el objetivo de mejorar su liquidez. Aun así, Pemex reportó en 2024 un pago de impuestos y derechos de 490,000 millones de pesos (neto, después de incentivos), lo que muestra que la contribución impositiva sigue siendo pesada. Es decir, a pesar de las reducciones, la empresa tuvo que destinar casi medio billón de pesos al fisco, agravando su pérdida. En conjunto, Pemex no pudo generar suficiente flujo para cubrir todos sus gastos, costos financieros y obligaciones fiscales, derivando en esa abultada pérdida neta.
El último trimestre de 2024 fue particularmente duro: Pemex perdió 190,502 millones de pesos de octubre a diciembre, en contraste con una pequeña ganancia de 5,127 millones en el 4T-2023. En ese trimestre final, la empresa enfrentó la tormenta perfecta: menores ingresos por 436,633 millones (10 mil millones menos que en 4T-2023) junto con mayores costos por 409,565 millones (unos 30 mil millones más), además de un fuerte golpe cambiario. De hecho, Pemex pasó de tener una utilidad cambiaria de 55,197 millones en el 4T-2023 a una pérdida cambiaria de 48,037 millones en el 4T-2024, reflejando la rápida depreciación del peso en ese periodo. Como resultado, el rendimiento de operación del trimestre fue negativo (pérdida operativa de 41 mil millones) cuando un año antes había sido positivo.
En el plano operativo, Pemex también enfrenta dificultades para sostener e incrementar la producción de hidrocarburos. La producción de crudo y condensados ha retomado una senda declinante. En 2024, la producción promedio de hidrocarburos líquidos (crudo + condensados, incluyendo socios privados) fue de aproximadamente 1.759 millones de barriles diarios (mbd), lo que representó 116,000 barriles menos por día (-6%) respecto al promedio de 2023. La tendencia se agudizó al entrar a 2025: en enero de 2025, Pemex reportó una producción de crudo de solo 1.365 mbd, que sumando condensados llevó la producción total de líquidos a 1.616 mbd. Esa cifra implica una caída de 12% (unos 213,000 barriles diarios menos) frente a enero de 2024. De hecho, niveles en torno a 1.6 mbd no se veían desde 1979, hace más de 45 años, marcando un hito histórico negativo.
La caída productiva obedece tanto al agotamiento natural de campos maduros como a limitaciones de inversión y operativas. Grandes activos en declive, como Cantarell, redujeron su bombeo ~13% en 2024. Incluso Ku-Maloob-Zaap (KMZ), el principal activo actual de Pemex, bajó 4.4% su producción, contribuyendo ~589 mil barriles diarios. Varios campos nuevos que Pemex puso en marcha en el sexenio pasado (como Ixachi, Quesqui) han ayudado a moderar la caída, pero no a revertirla. Además, en 2024 Pemex enfrentó atrasos en pagos a proveedores y contratistas, lo que impactó las actividades de exploración y desarrollo. Al tercer trimestre de 2024, Pemex tenía cuentas por pagar a proveedores por 402,874 millones de pesos, un nivel récord. Según fuentes del sector, algunos contratistas pausaron o redujeron su actividad debido a la falta de pago, afectando tareas como perforación de nuevos pozos. Esta situación agravó el declive de la producción, pues la menor inversión y mantenimiento se traducen en menor extracción. La presidenta Claudia Sheinbaum (en funciones desde octubre 2024) se comprometió a poner al corriente esos pagos hacia febrero de 2025 mediante desembolsos parciales, buscando reactivar a los proveedores clave.
Ante la realidad de campos declinantes, la nueva administración redefinió las metas de producción. Durante el gobierno anterior se aspiraba a volver a 2.4 millones de bpd (meta que no se logró), pero la administración de Sheinbaum ha planteado una meta más realista de 1.8 millones de barriles diarios para el fin del sexenio (2030). Importante: esa cifra incluye la producción de operadores privados, no solo Pemex. En el plan estratégico presentado en noviembre 2024, se proyecta que Pemex aporte en promedio 1.702 millones de bpd en 2025-2030, mientras que los privados contribuirían alrededor de 100 mil bpd adicionales. Alcanzar incluso esos 1.7-1.8 millones requerirá revertir la tendencia actual de caídas, algo que Pemex espera lograr con proyectos estratégicos. La empresa está apostando por desarrollar campos nuevos y en asociación: Zama (yacimiento en aguas someras compartido con privados), Trion (águas profundas con socio extranjero) y una serie de campos maduros reactivados. También se enfatiza incrementar la recuperación secundaria en campos existentes e invertir en nueva infraestructura donde haga falta.
Sin embargo, hay escepticismo sobre si Pemex podrá aumentar significativamente la producción en el corto plazo. La fuerte reducción de su presupuesto de exploración y producción en 2023-2024, debida a restricciones financieras, es un obstáculo. De hecho, para 2025 Pemex recortó en más de $1,000 millones de dólares su presupuesto de inversión en exploración y producción frente al plan original, según analistas. Muchos expertos, como exconsejeros de Pemex, sugieren que una meta sostenible para Pemex sería estabilizar la producción alrededor de 1.7 millones, más que buscar incrementos drásticos, dado el escenario de recursos limitados.
El gobierno mexicano ha reiterado su respaldo financiero a Pemex, considerándolo un activo estratégico nacional. En 2024 se mantuvo la política de “cero endeudamiento neto” de la empresa, lo que significa que Pemex no incrementó su deuda total, sino que refinanció vencimientos. De hecho, el saldo de la deuda financiera de Pemex se redujo ligeramente a $97,600 millones de dólares al 31 de diciembre de 2024, unos $8,400 millones menos que a fines de 2023. Esto se logró gracias a importantes aportaciones del Gobierno Federal y estrategias de manejo de pasivos. En 2024, Pemex realizó pagos de deuda por 404 mil millones de pesos. Para 2025, el Presupuesto de Egresos de la Federación incluyó 136 mil millones de pesos destinados específicamente a amortizar vencimientos de deuda de Pemex. Estas transferencias equivalen a que el gobierno asume parte de la carga financiera de Pemex, liberando a la empresa de tener que destinar tanto de sus propios recursos al servicio de deuda.
Además, se aprobó una reforma al régimen fiscal de Pemex para aliviarla de pagos impositivos onerosos. A partir de 2025, se reemplazarán varios derechos (como el Derecho de Utilidad Compartida, Derechos de Extracción y Exploración) por un nuevo Derecho Petrolero para el Bienestar, con una tasa más baja – cercana al 30% sobre el valor de la extracción de crudo (y 11.6% para gas no asociado). Este cambio, de confirmarse su aplicación permanente, brindaría “certidumbre y estabilidad” a las finanzas de Pemex en el mediano plazo, según la Secretaría de Hacienda. En esencia, reduce la “tajada” fiscal que se lleva el Estado de las utilidades petroleras de Pemex, dejándole a la empresa una mayor porción de los ingresos para reinversión o pago de gastos.
Pemex también trabaja con Hacienda en esquemas financieros innovadores para atender su deuda comercial con proveedores, buscando factorización o financiamiento de esas cuentas por pagar para ponerse al día sin descuidar inversiones. Asimismo, ha reforzado su estrategia ASG (ambiental, social y de gobernanza) para acceder a fuentes de financiamiento “verde” y mejorar la percepción entre inversionistas.
Un punto brillante en el informe operativo de Pemex 2024 fue el avance en refinación. Como parte de la política de autosuficiencia energética impulsada en el sexenio anterior, Pemex rehabilitó sus refinerías existentes y empezó la fase de pruebas de la nueva refinería Olmeca (Dos Bocas). En 2024, el proceso de crudo en el Sistema Nacional de Refinación promedió 906 mil barriles diarios, un aumento de 114 mil barriles diarios respecto a 2023. Esto significa que Pemex logró refinar más petróleo, elevando la utilización de sus refinerías de un ~50% en 2020-2021 a alrededor de 70% en 2024. La producción de petrolíferos (gasolinas, diésel, turbosina) creció en consecuencia. Pemex destaca que está priorizando maximizar la producción de destilados de alto valor (gasolina, diésel, turbosina) y fertilizantes, y mejorar el procesamiento de gas húmedo y la petroquímica. Estos esfuerzos buscan reducir la importación de combustibles, que históricamente ha sido un drenaje de divisas para México. De hecho, aunque Pemex exportó menos crudo en 2024, importó también menos gasolina gracias a mayor producción doméstica.
No obstante, la refinería Olmeca aún no contribuye significativamente. Inaugurada simbólicamente en julio de 2022, ha enfrentado retrasos en su arranque. Fuentes industriales señalan que no producirá gasolinas comercialmente hasta posiblemente 2025 o 2026, dado que a fines de junio 2024 todavía necesitaba trabajos importantes en plantas cruciales como la de craqueo catalítico y la de coquización. Incluso en el escenario optimista, solo una de sus dos líneas de producción estaría lista a finales de 2024. Esto significa que, en el corto plazo, Pemex no podrá dejar de importar combustibles; de hecho, México sigue importando alrededor del 70% de la gasolina que consume. La puesta en marcha plena de Dos Bocas podría tomar un par de años más. A pesar de ello, la empresa y el gobierno mantienen el discurso de lograr la “autosuficiencia en combustibles”, para lo cual planean que la suma de la producción de sus 7 refinerías (6 existentes + Olmeca) más la participación en Deer Park (Texas) cubra la demanda nacional. En 2024 hubo momentos en que la producción de refinados nacionales alcanzó ~60% del consumo interno, un avance frente al ~40% de 2018, pero todavía distante de la autosuficiencia.
El énfasis en refinación, si bien reduce la exposición a precios internacionales de combustibles, ha implicado fuertes inversiones con retornos todavía inciertos. La Olmeca ha costado más de $16,800 millones de dólares, más del doble de lo presupuestado inicialmente, y su retraso significa que ese capital no genera aún ingresos. Algunos críticos señalan que Pemex destinó recursos a refinerías en detrimento de exploración, contribuyendo al declive de producción de crudo. Pemex defiende la estrategia argumentando que importar gasolina cara y exportar crudo barato no tenía sentido económico, y que a largo plazo producir combustibles localmente dará mayor valor agregado.
La apertura petrolera mexicana de 2013-2014 permitió la entrada de empresas privadas, nacionales y extranjeras, a actividades de exploración y producción mediante licitaciones de áreas contractuales. Para 2024, ya son varias las compañías privadas que operan campos petroleros en México; sin embargo, su participación en la producción total sigue siendo modesta. De acuerdo con el regulador (CNH), la producción conjunta de las petroleras privadas alcanzó unos 108,000 barriles diarios en diciembre de 2024, lo que representó apenas el 6% de la producción nacional de hidrocarburos líquidos. Los principales operadores privados activos son: Eni México (filial de la italiana Eni), Hokchi Energy (Pan American/British Petroleum), Perenco México (anglo-francesa) y Fieldwood Energy (EE.UU.), que en conjunto sumaron ~96,500 barriles diarios en ese mes. Eni encabeza la lista aportando cerca del 50% de la producción privada – en diciembre produjo 53.9 mil barriles diarios de sus campos Miztón, Amoca y Tecoalli, ubicados en aguas someras de la Bahía de Campeche. Hokchi (campo Hokchi en Tabasco) produjo ~19,800 bpd, Perenco (campo Santuario-El Golpe, terrestre) ~14,900 bpd y Fieldwood (Campeche, aguas someras) ~7,900 bpd. Estos niveles son significativos para cada empresa, pero en el contexto nacional no alcanzan a compensar la declinación de Pemex. De hecho, la producción privada se estancó en torno a 100–110 mil barriles diarios durante 2023-2024, en parte porque varios campos ya llegaron a su pico y otros nuevos no han arrancado aún.
El futuro de la producción privada podría mejorar ligeramente con proyectos en marcha, pero también hay retrasos. La CNH proyecta que los privados podrían llegar a un pico de ~112 mil barriles diarios en 2026 antes de declinar, a menos que se desarrollen nuevos descubrimientos importantes. Por ahora, no se han licitado nuevas áreas desde 2018 (el gobierno de López Obrador canceló las rondas), por lo que los privados solo pueden invertir en las áreas ya adjudicadas. Algunas compañías han devuelto bloques donde no encontraron viabilidad comercial.
Un caso clave es el yacimiento Zama, uno de los descubrimientos petroleros más grandes del sexenio anterior. Fue hallado en 2017 por la empresa Talos Energy (EE.UU.) en un bloque compartido con Pemex en aguas someras del Golfo de México. Tras años de disputa sobre quién operaría el campo, en 2021-2022 la Secretaría de Energía determinó que Pemex sería el operador de Zama, con una participación mayoritaria de 50.4%, y Talos y socios (Harbour Energy de Reino Unido y el mexicano Grupo Carso) quedarían con ~49.6%. Si bien esto dio certidumbre jurídica, generó inquietud sobre si Pemex tiene la capacidad técnica y financiera óptima para desarrollarlo con celeridad. En octubre de 2024 trascendió que la producción de Zama no comenzará en 2025 como se había prometido originalmente. Según fuentes cercanas, la decisión final de inversión (FID) del consorcio se retrasó y ya no esperan primeros barriles sino hasta 2026 en un escenario optimista. El consorcio (Pemex, Talos, Harbour, Carso) seguía realizando trabajos de ingeniería a fines de 2024, pero la interconexión y puesta en producción tomará tiempo. Zama requerirá aproximadamente $4,500 a $5,000 millones de dólares de inversión total, de los cuales Pemex deberá aportar su parte proporcional (alrededor de la mitad). Dado que Pemex recortó más de $1,000 millones de su presupuesto de exploración/producción para 2025 y no incluyó a Zama explícitamente en sus presupuestos recientes, existen dudas sobre cómo financiará su porción. Analistas como IPD Latin America señalan que “el tema es el dinero” y que Pemex no ha mostrado aún en su presupuesto 2025 una partida clara para Zama. Incluso se rumora que Pemex podría ceder la operación de Zama de vuelta a las privadas antes de que inicie producción, si resulta conveniente para acelerar el desarrollo, aunque oficialmente Pemex lo niega.
Otro proyecto emblemático es Trion, en aguas ultraprofundas del Golfo. Este campo fue descubierto por Pemex y luego desarrollado en farm-out con BHP Billiton (hoy Woodside Energy tras fusión). Woodside asumió el 60% y la operación, y Pemex retuvo 40%. En junio de 2023, Woodside anunció la inversión definitiva de $7,200 millones para explotar Trion, con un plan que contempla iniciar producción en 2028. Trion produciría ~100 mil barriles diarios en su pico. Esto representa un voto de confianza de un operador privado en México, pero también no generará producción ni ingresos en el corto plazo. Pemex deberá contribuir ~$2,880 millones (40%) durante 2023-2028; el financiamiento de esa cantidad es otro reto dado su apretada situación financiera, aunque puede escalonar su aporte en varios años. Por ahora, la ejecución de Trion progresa según Woodside (ya contrataron plataformas de perforación y comenzaron construcción de la unidad de producción flotante).
En tierra, empresas más pequeñas también operan campos, pero los volúmenes son menores (algunos miles de barriles por día). Diavaz y Perenco en campos maduros terrestres, por ejemplo, han logrado extraer algo más de lo que Pemex hacía en esos campos, pero su impacto global es limitado.
En conjunto, las empresas privadas enfrentan un entorno ambiguo en México. Por un lado, los contratos existentes siguen vigentes y algunos son rentables (Eni, por ejemplo, ha tenido éxito en su Área 1); por otro, el actual gobierno (2024-2030) ha establecido nuevas reglas que priorizan a Pemex. En marzo de 2025 se aprobaron cambios a las leyes secundarias de la reforma energética para introducir modelos de “asignaciones para Pemex” y “contratos mixtos”, con el fin de que la iniciativa privada participe solo asociada con Pemex y sin mediar competencia abierta. Según la Presidenta Sheinbaum, esto brinda certidumbre y reglas claras a la inversión privada “bajo nuevas condiciones”. Sin embargo, la recepción en la industria ha sido de escepticismo. Fuentes del sector privado petrolero indican que el nuevo esquema generó “poco entusiasmo” debido a sus términos poco atractivos. Uno de los puntos más criticados es la reducción en el porcentaje de costos recuperables: en los nuevos contratos mixtos, los privados solo podrían recuperar entre 30% y 40% de los costos, cuando bajo los contratos anteriores (producción compartida o licencias) ese rango era 60%–75%. Un margen tan estrecho siembra dudas sobre la rentabilidad de proyectos mixtos (similares a las antiguas “farmouts”). Adicionalmente, financieramente se limita a los privados: la ley prohíbe que la empresa privada use las reservas del proyecto como garantía para préstamos, facultad que solo Pemex tendría. Esto dificulta que el socio consiga financiamiento en mercados internacionales, encareciendo su costo de capital.
En comparación, en otros países petroleros de la región (como Brasil, Guyana o EE.UU.), los marcos contractuales ofrecen mayores incentivos y certidumbre jurídica, lo que ha volcado las inversiones hacia esas naciones en detrimento potencial de México. Por ejemplo, mientras Brasil subastó bloques atractivos con participaciones mayoritarias para privadas, México ahora exige que Pemex lleve control societario en cualquier nuevo proyecto público-privado. Así, varias petroleras internacionales han puesto en pausa nuevos planes de inversión en México, concentrándose en oportunidades más rentables. Algunas incluso retiraron pequeñas inversiones que tenían: según registros oficiales, en los últimos años hubo salidas de decenas de millones de dólares de IED petrolera por la incertidumbre regulatoria y casos como la cancelación de rondas.
No obstante, las empresas privadas ya establecidas en México continúan operando y, en general, cumpliendo sus planes en los campos asignados. Han aportado mejoras tecnológicas, capital fresco y cierta eficiencia en campos maduros. También se destaca que han aumentado la seguridad industrial y estándares ambientales en sus operaciones, sirviendo de referencia para Pemex. Por ejemplo, Hokchi Energy logró en 2022-2023 desarrollar un campo nuevo en tiempo récord en Tabasco, y Eni ha tenido uno de los ratios de eficiencia más altos al extraer de sus campos en Campeche.
Hacia adelante, el panorama empresarial petrolero en México dependerá de cómo evolucione la relación Pemex-privados y las condiciones de mercado. La producción nacional podría estabilizarse o incluso repuntar levemente si Pemex logra materializar Zama para 2026 y otros proyectos, y si los privados mantienen su contribución de ~100 mil barriles diarios. Sin embargo, alcanzar crecimientos sustanciales requeriría mayor inversión. Pemex anunció un plan de inversión de 210,000 millones de pesos en 2025 (vs 198 mil ejercidos en 2024), enfocado 82% a exploración y producción. Además, la legislación secundaria aprobada permitiría a Pemex desarrollar proyectos mixtos con privados, obteniendo de ellos capital adicional. Esto sugiere que Pemex podría invitar a socios en ciertos campos (farmouts) para acelerar desarrollos, algo que en el sexenio pasado se evitó. De hecho, en febrero 2025 la CNH incluyó a Trion, Zama y Lakach (proyecto de gas en aguas profundas con New Fortress Energy) entre 12 proyectos estratégicos donde Pemex irá en asociación. Si esas asociaciones prosperan bajo las nuevas reglas, podría fluir algo más de inversión privada. No obstante, queda por verse si las petroleras aceptarán las condiciones actuales o esperarán a un entorno más liberal en el futuro.
En cuanto a Pemex, su desempeño empresarial seguirá bajo escrutinio. La pérdida récord de 2024 enciende alertas, pero el gobierno ha dejado claro que “no dejará caer” a Pemex. El apoyo vía menor carga fiscal y recursos para deuda continuará al menos en 2025-2026. La clave será si Pemex puede mejorar su eficiencia operativa: reducir sus costos de producción (actualmente por encima de $14 USD por barril en muchos campos), contener las pérdidas en refinación (aunque produce más combustibles, sus refinerías aún operan con márgenes muy bajos e incluso negativos al considerar depreciación) y evitar incrementos de deuda. Pemex también apunta a mejorar su perfil ASG —por ejemplo, en 2024 logró reducir sus emisiones de CO₂ en 6.6%, a 57 millones de toneladas— lo cual podría facilitarle conseguir financiamiento verde o emitir bonos vinculados a sustentabilidad.
Para las empresas extranjeras que operan en México, la expectativa es de prudencia. Continuarán produciendo en sus áreas actuales y extrayendo valor donde ya invirtieron, pero es poco probable que comprometan capital en proyectos nuevos de exploración mientras las condiciones de contrato no ofrezcan retornos atractivos. Algunas podrían incluso optar por monetizar sus posiciones: tal es el caso de Wintershall Dea (Alemania), que en 2023 vendió su participación en Zama a Harbour Energy, reduciendo su exposición en México, o de Talos que podría eventualmente vender parte de su participación tras el desarrollo de Zama. Otras, como Chevron o Shell, que ganaron áreas exploratorias en aguas profundas en 2018, han permanecido prácticamente inactivas en esos bloques, a la espera de un cambio de entorno.
En síntesis, el impacto empresarial en México de la caída de ganancias petroleras se manifiesta en una Pemex financieramente frágil pero apuntalada por el Estado, que lidia con menos ingresos y altos costos, y en una inversión privada estancada por las políticas vigentes. La producción petrolera mexicana sigue dominada (94%) por Pemex, y su declive reciente refleja tanto factores globales (precios) como locales (gestión y política energética). El gobierno actual busca un equilibrio: quiere que Pemex se fortalezca y aumente su producción, pero reconoce que necesita la inversión privada en cierto grado. Si los precios internacionales permanecen bajos, Pemex deberá redoblar eficiencia y priorización de proyectos para no agravar sus pérdidas, y México en general tendrá que convivir con menores rentas petroleras. En última instancia, la salud del sector petrolero mexicano —y su aporte a la economía— dependerá de decisiones de política interna (abrirse más o cerrarse, apoyar a Pemex con reformas de fondo) tanto como de la evolución del mercado global. Por ahora, la industria petrolera en México transita un periodo de ajuste, con Pemex en el centro de la escena intentando mantenerse a flote en mares financieros agitados.
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