Rondas petroleras en México: perspectivas para 2026
Contexto y cifras basadas en el reporte de Expansión (24 de junio de 2026) sobre el debate de reactivar rondas petroleras y el desempeño de los contratos adjudicados.
Reactivación de rondas petroleras podría aumentar ingresos estatales
- La pausa de rondas y la renuncia de contratos han reducido actividades de exploración y producción, con menor captación fiscal.
- Reactivar rondas no implica perder rectoría del Estado ni desplazar a Pemex; puede coexistir con capital privado.
- Entre 2015 y 2018 se adjudicaron 103 contratos; al cierre de 2024 generaron 12,271 mdd en ingresos y 18,969 mdd en inversión acumulada.
- El esquema actual privilegia contratos mixtos (10 áreas en formalización), pero se concentra en campos ya identificados, no en nueva exploración.
| Indicador (rondas 2015–2018) | Dato reportado | Por qué importa para ingresos públicos |
|---|---|---|
| Contratos adjudicados | 103 | Más contratos suelen implicar más actividad y más flujos asociados (cuotas, contribuciones, pagos contractuales). |
| Ingresos generados (al cierre de 2024) | 12,271 mdd | Dimensiona el tamaño del flujo captado por el Estado asociado a esos contratos. |
| Inversión acumulada (a feb. 2025) | 18,969 mdd | Señala el volumen de capital movilizado hacia exploración/extracción y su efecto en cadenas de proveeduría. |
| Contratos mixtos en formalización (esquema actual) | 10 áreas | Aporta actividad, pero se enfoca en campos ya identificados (no reemplaza la exploración de nuevas áreas). |
La necesidad de reactivar las rondas petroleras en México
En 2026, el debate sobre las rondas petroleras volvió al centro por una razón práctica. (Por “rondas petroleras” nos referimos a licitaciones competitivas en las que el Estado adjudica contratos de exploración y extracción a empresas, mecanismo instrumentado durante la reforma energética de 2013.) En el Congreso Internacional: Regulación, Energía y Sostenibilidad en Iberoamérica (IIJ-UNAM), el especialista en Derecho Energético Ayax Gutiérrez Villascán resumió el mecanismo: con menos actividades, cae la captación, “sobre todo fiscales”, y se pierde el flujo que se generaba desde la firma de contratos.
Reactivar rondas y aumentar ingresos¿Qué es una “ronda”? Una licitación competitiva para adjudicar contratos de exploración y extracción en áreas con potencial de hidrocarburos.¿Por qué vuelve al debate? Porque, según el especialista en Derecho Energético Ayax Gutiérrez Villascán (IIJ-UNAM), menos actividad de exploración y producción se traduce en menor captación de ingresos, “sobre todo fiscales”, y se pierde el flujo que existía desde la firma de contratos.Idea central del planteamiento: reactivar rondas no equivale a “ceder” el recurso; busca coexistencia entre Pemex y capital privado (en esquemas conjuntos o independientes) para elevar actividad e ingresos.
Nosotros leemos esto con lentes de empresa: cuando el sector reduce inversión y actividad, se enfría una cadena completa de pagos —servicios, logística, proveedores— y se vuelve más incierto el horizonte de proyectos. Reactivar rondas, en la lógica del especialista, no significa ceder control del recurso ni eliminar la prevalencia legal de Pemex, sino permitir coexistencia: empresa estatal y capital privado, en esquemas conjuntos o independientes, para elevar el volumen de actividad y, con ello, la recaudación y los recursos que llegan a fondos públicos.
Impacto de la suspensión de rondas en la economía nacional
La suspensión del esquema —cancelado en 2019— no solo cerró una puerta de inversión; también alteró el ritmo de proyectos que alimentan ingresos públicos. Gutiérrez Villascán apuntó dos canales: la pausa de rondas y la renuncia de diversos contratos. En ambos casos, el resultado es una disminución de capital derivado de exploración y producción, y por tanto una menor captación fiscal.
Efectos en cadena fiscales
Menos rondas (y renuncias de contratos)
→ menos licitaciones y menos proyectos nuevos
→ menos estudios, exploración y evaluación de reservas
→ menos actividad operativa y menos base para cuotas/contribuciones
→ menor captación fiscal y menor flujo hacia instrumentos como el Fondo Mexicano del Petróleo y fondos municipales
Hay un segundo efecto: la ausencia de nuevas rondas limita la incorporación de reservas adicionales y la atracción de inversiones de largo plazo. El esquema vigente de contratos mixtos (10 áreas en proceso de formalización) se concentra en campos ya identificados y con reservas conocidas; eso puede acelerar decisiones en activos “maduros”, pero no sustituye el componente de exploración que, por definición, es incierto y requiere apetito de riesgo.
(En este texto, “contratos mixtos” se entiende como proyectos en los que Pemex participa junto con privados, a diferencia de rondas abiertas para nuevas áreas.)
Para finanzas públicas, el punto clave es que los contratos no solo generan producción futura: también activan contribuciones y cuotas previstas en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, y parte de los recursos se canaliza al Fondo Mexicano del Petróleo y a fondos municipales en regiones productoras.
Beneficios de la participación privada en la industria petrolera
El argumento a favor de la participación privada, tal como se diseñó en las rondas, no es ideológico: es de asignación de riesgo y capacidad de inversión. Bajo el esquema de la reforma energética de 2013, empresas privadas nacionales y extranjeras competían por áreas con potencial petrolero y gasífero, y destinaban millones de dólares a estudios geológicos, exploración y evaluación de reservas. Si confirmaban hidrocarburos, avanzaban a producción.
La ventaja fiscal y financiera para el Estado era doble. Primero, desde el arranque: “el simple hecho de suscribir un contrato” ya generaba un ingreso, según el especialista. Segundo, en el tiempo: al aumentar la actividad, aumentan las contribuciones y cuotas que pagan los contratistas,
Hay un beneficio adicional que suele perderse en el debate: cuando la exploración no encuentra hidrocarburos, las pérdidas las absorben las empresas privadas, sin impacto para el gobierno federal o Pemex. En términos de gestión de portafolio país, eso equivale a externalizar parte del riesgo exploratorio, manteniendo la rectoría estatal.
| Lo que aporta la participación privada (en rondas) | Beneficio potencial | Costos, límites o riesgos a considerar |
|---|---|---|
| Capital para estudios, exploración y evaluación | Acelera actividad y puede ampliar el “pipeline” de proyectos | La exploración es incierta: puede no haber hallazgos y no se traduce en producción inmediata |
| Reparto del riesgo exploratorio | Si no hay hidrocarburos, el privado absorbe pérdidas (sin impacto para gobierno/Pemex) | Requiere reglas claras para evitar disputas y para que el riesgo realmente quede del lado del operador |
| Ingresos desde la firma y flujos por actividad | Puede sostener captación fiscal/financiera y alimentar fondos públicos | Los flujos dependen del diseño contractual y del cumplimiento; si hay renuncias o pausas, el flujo cae |
| Coexistencia con Pemex (conjunta o independiente) | Complementa capacidad de inversión cuando Pemex está limitado | Exige coordinación: tiempos, gobernanza del proyecto y claridad sobre roles para no frenar decisiones |
La Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y su relevancia
La discusión sobre rondas no se sostiene solo en “más inversión”; se sostiene en cómo esa inversión se convierte en ingresos públicos. Gutiérrez Villascán subrayó que la disminución de proyectos de exploración y extracción pega directamente a las finanzas públicas porque la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos establece cuotas y contribuciones que deben cumplir los contratistas.
Flujos financieros por contratos activos
Cuando existe un contrato y hay actividad, típicamente se activan flujos como:Pagos asociados a la suscripción del contrato (ingreso desde el arranque, según el especialista).Cuotas y contribuciones previstas para contratistas en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.Canalización de parte de los recursos al Fondo Mexicano del Petróleo.Transferencias o fondos municipales vinculados a regiones productoras.
Si hay menos contratos, menos actividad o renuncias, estos flujos tienden a reducirse.
En otras palabras: menos contratos y menos actividad implican menos base gravable y menos flujos asociados al sector. Y cuando sí hay contratos, el diseño institucional canaliza parte de los recursos a instrumentos específicos: instrumentos específicos para regiones productoras. Para empresas que operan en cadenas de suministro del sector —o para tesorerías que financian proveedores— esto importa porque esos flujos públicos suelen sostener inversión local, obra y servicios en municipios donde se desarrolla la actividad.
Desde nuestra perspectiva, el punto operativo es la previsibilidad: un marco de ingresos claro y aplicable reduce incertidumbre en proyectos de largo plazo. Si el país busca atraer capital paciente, la conversación no es solo “abrir o cerrar”, sino qué reglas fiscales y contractuales se activan con cada proyecto.
Historia y contexto de las rondas petroleras en México
Las rondas petroleras nacieron con la reforma energética de 2013 y fueron instrumentadas por la hoy extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), que diseñó y condujo las licitaciones. En total se realizaron tres rondas que derivaron en la adjudicación de 103 contratos en áreas terrestres, aguas someras y aguas profundas.
Evolución de rondas energéticas 2013–2026
Línea de tiempo rápida:2013: reforma energética que habilita el esquema de rondas.2015–2018: se realizan tres rondas; se adjudican 103 contratos.2019: se cancela el esquema de rondas.2026: se privilegian contratos mixtos; 10 áreas están en proceso de formalización.
Los resultados agregados que hoy se citan en el debate son concretos: al cierre de 2024, esos contratos habían generado ingresos por 12,271 millones de dólares, y las inversiones acumuladas a febrero de 2025 ascendían a 18,969 millones de dólares. Esos montos ayudan a dimensionar por qué el tema reaparece cuando se habla de caída de inversiones y de la necesidad de complementar a Pemex.
El esquema se canceló en 2019, al inicio de la administración de Andrés Manuel López Obrador, bajo el argumento de que los contratos no habían entregado los resultados esperados y reducían el papel de Pemex. Desde entonces, la política energética se reorientó hacia mecanismos donde Pemex mantiene un rol predominante.
Desafíos actuales de Pemex y la producción nacional
El debate de rondas también es un debate sobre capacidad. El propio especialista reconoció que, aunque la política energética actual busca que Pemex mantenga un papel predominante, la empresa enfrenta una situación financiera que limita su capacidad de inversión. En paralelo, la producción nacional se ha movido alrededor de 1.4–1.6 millones de barriles diarios en 2024–2026, por debajo de metas públicas previas, y la aportación privada ronda 9% de la producción.
| Indicador (contexto 2024–2026) | Orden de magnitud citado en el texto | Lectura rápida |
|---|---|---|
| Producción nacional (2024–2026) | ~1.4–1.6 millones de barriles diarios | Nivel por debajo de metas públicas previas; presiona la discusión sobre cómo sostener producción. |
| Aportación privada a la producción | ~9% | Sugiere que, aun con participación privada, el grueso sigue recayendo en Pemex/Estado. |
| Contratos mixtos en formalización | 10 áreas | Enfocados en campos ya identificados; no equivalen a abrir exploración en nuevas áreas. |
| Competencia internacional por capital | ≥14 países con rondas activas | Aumenta el costo de oportunidad de pausar mecanismos competitivos de asignación de áreas. |
En este contexto, el gobierno ha impulsado contratos mixtos entre Pemex y privados. El matiz es importante: estos proyectos se concentran en campos ya identificados y con reservas conocidas, sin incorporar nuevas actividades de exploración. Para especialistas, esa ausencia limita la posibilidad de sumar reservas adicionales y atraer inversión de largo plazo.
Además, México compite por capital con al menos 14 países que mantienen rondas activas. Para una empresa mexicana —proveedora, contratista o exportadora/importadora vinculada a energía— esto se traduce en ciclos de inversión más volátiles y en una pregunta de planeación: ¿habrá cartera de proyectos nueva o solo optimización de campos existentes?
Reflexiones finales sobre las rondas petroleras en México
Impacto en la inversión y producción energética
Reactivar rondas no es una varita mágica, pero sí un mecanismo probado para detonar inversión exploratoria con reparto de riesgos: el privado absorbe pérdidas si no hay hallazgos, y el Estado captura ingresos y contribuciones cuando hay actividad y contratos. Con un antecedente ya registrado en ingresos e inversión acumulada, el antecedente existe. La decisión hacia 2026 es si México quiere volver a competir por capital exploratorio o limitarse a esquemas en campos conocidos.
El futuro de Pemex y la necesidad de nuevas estrategias
Pemex seguirá siendo el eje de la política energética, pero su restricción financiera hace relevante cualquier diseño que complemente inversión sin perder rectoría. La coexistencia que planteó Gutiérrez Villascán —Pemex con participación privada conjunta o independiente— apunta a un objetivo medible: más actividad, más producción potencial y más ingresos fiscales y financieros para el Estado, incluyendo recursos que llegan a fondos nacionales y municipales. Para direcciones financieras, el mensaje es vigilar el “pipeline” regulatorio: donde haya reglas claras y proyectos nuevos, habrá también cadenas de pago y oportunidades —y riesgos— que conviene anticipar.
Este análisis se escribe desde Mundi, con foco en cómo cambios regulatorios y de inversión se traducen en flujos, plazos de cobro/pago y planeación de capital de trabajo para empresas mexicanas que operan alrededor de cadenas productivas y de comercio exterior.