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El aniversario de la reforma coincide con un barril al alza por la tensión geopolítica. Balance de lo construido en exploración y extracción, lo que falta por emitir y por qué el momento exige completar el andamiaje.
El próximo 18 de marzo se cumple el primer aniversario de la implementación de la reforma energética. Ese día de 2025 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Ley del Sector Hidrocarburos (LSH) junto con el paquete de leyes que redefinió el sector. En este primer año el avance ha sido considerable: se publicaron el Reglamento de la LSH, la ley de la Empresa Pública del Estado Petróleos Mexicanos (Pemex) y su Reglamento, la reforma al Reglamento de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH) y los lineamientos de costos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) para contratos mixtos. La Secretaría de Energía (SENER) instaló su Comité de Asignaciones, Contratos y Permisos, la Comisión Nacional de Energía (CNE) comenzó a operar y Pemex celebró siete contratos de desarrollo mixto con participación privada. Las bases económicas del upstream están resueltas.
Sin embargo, al inventariar la normatividad terciaria que la LSH y su Reglamento ordenan emitir, aparecen piezas estructurales pendientes. La más significativa: las disposiciones de planeación vinculante del sector hidrocarburos. El artículo 8 de la LSH establece que la planeación del sector hidrocarburos tiene carácter vinculante y está a cargo de la SENER y el Reglamento condiciona asignaciones, contratos y permisos a su congruencia con dicha planeación. El Transitorio Décimo Tercero de dicho Reglamento otorgó 60 días hábiles para publicarlas; ese plazo venció en diciembre de 2025 sin publicación en el DOF. Sin este instrumento, cada decisión de asignación o contratación carece de fundamento técnico formal y resulta potencialmente impugnable.
También están pendientes los convenios modificatorios a los contratos vigentes por el cambio de naturaleza jurídica de Pemex (de Empresa Productiva a Empresa Pública del Estado), cuyo plazo de 180 días venció en septiembre de 2025 sin confirmación pública de su formalización. Y persiste un problema transversal: la normatividad de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) sigue vigente “en tanto no se contraponga” con la LSH, pero no existe pronunciamiento oficial que determine cuáles disposiciones se contraponen y cuáles no. Para los operadores esto genera incertidumbre jurídica; para la SENER, discrecionalidad.
La LSH preservó la posibilidad de licitar Contratos de Exploración y Extracción con privados de manera excepcional, pero al día de hoy no se ha convocado ninguna licitación, lo que confirma la priorización de asignaciones a Pemex. Respecto a los siete contratos mixtos, las bases económicas operan correctamente, aunque no se ha publicado el modelo de contrato íntegro ni hay información sobre el padrón de testigos sociales cuyo plazo venció en julio de 2025.
El contexto internacional añade urgencia y oportunidad. La escalada de tensiones en el Estrecho de Ormuz (por donde transita aproximadamente el 20 % del petróleo mundial) ha incorporado una prima de riesgo geopolítico al precio del barril. Un crudo al alza representa una ventana para México: cada barril adicional que produzcan los contratos mixtos genera mayor renta petrolera para el Estado. Pero esa ventana solo se aprovecha con un marco regulatorio completo y certeza jurídica para los operadores.
Con la producción de Pemex promediando 1 millón 648 mil barriles diarios al cierre de 2025 (aún distante de la meta de 1.8 millones), completar el andamiaje normativo es condición para capitalizar el momento. Un barril caro sin producción adicional es una oportunidad desperdiciada. El primer año de la reforma dejó cimientos sólidos. El segundo, en un entorno geopolítico que premia a quien produce, debe completar la estructura.
“El primer año de la reforma dejó cimientos sólidos. El segundo, en un entorno geopolítico que premia a quien produce, debe completar la estructura”.
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