Estados Unidos: los procesos que los llevaron de importador a exportador de petróleo

Estados Unidos es hoy el principal productor de crudo del mundo. Aunque fue uno de los primeros países en desarrollar una industria petrolera comercial y su producción creció durante siete décadas, desde 1948 importaba más petróleo del que exportaba. Para el 2005, alrededor del 60 por ciento del que consumía venía del exterior. Veinte años después, en 2025, Estados Unidos exportaba más petróleo y derivados de los que importaba. Esto fue posible por dos cambios tecnológicos que llevaron a la explotación de las aguas profundas del Golfo de México y la de los yacimientos no convencionales. 

En México no hemos aprendido del éxito de nuestro vecino; lejos de voltear a ver sus razones, seguimos atorados en el mito de Pemex como garante de la soberanía. Este texto es parte del capítulo 5 de un libro sobre Pemex que estoy escribiendo. En el capítulo también se discute otro caso de éxito en la región, el de Canadá, pero por razones de espacio aquí sólo se analiza el de nuestro vecino del norte.

Un arreglo institucional muy distinto al mexicano

En Estados Unidos poseer la superficie de una propiedad implica, en la mayoría de los casos, serlo también del subsuelo. Esto es muy poco común en el mundo. 

Los propietarios de un terreno deciden a qué desarrollador darle el derecho de explotarlo, en buena medida en función del ingreso que les paguen por los hidrocarburos encontrados. Hay competencia entre las empresas privadas por encontrar los mejores terrenos privados para desarrollar sus reservas y, en ausencia de un regulador competente, prisa por sacar los recursos del subsuelo donde los yacimientos no respetan los linderos de la superficie.

A diferencia de México, donde el gobierno federal posee poco más del uno por ciento del territorio del país, en Estados Unidos el gobierno federal es dueño de una cuarta parte del territorio.^[1] Además, el Bureau of Land Management administra derechos del subsuelo mineral sobre aproximadamente 700 millones de acres, unos 283 millones de hectáreas, cifra mayor a la superficie federal porque incluye terrenos en que el subsuelo es federal y la superficie privada.  El gobierno federal ofrece arrendamientos y permisos para explotar el subsuelo. Los parques nacionales, en general, están excluidos de nuevas licitaciones de arrendamientos. El gobierno tiene también el control de las aguas costeras y profundas.

Estados Unidos fue uno de los primeros países en desarrollar una industria petrolera comercial a partir del éxito de Edwin Drake en Titusville, Pensilvania, en 1859.  Sujeto a ciertos permisos, quien arrendara una parcela podía perforar, y en pocos años miles de operadores independientes competían arriba de donde se había encontrado crudo.[2] En campos como el del este de Texas, la regla de captura (rule of capture) daba al productor derechos sobre el crudo que extraía. Dado que las reservas no respetan los linderos de propiedad en la superficie, cada empresa tenía el incentivo de perforar antes que su vecino y vaciar el yacimiento común lo más rápido posible. Esto llevó a una explotación acelerada que reducía el valor del yacimiento.

En un inicio, el crudo se usaba para obtener keroseno de iluminación. Muy pronto su mayor uso fue la industria automotriz, sobre todo a partir de la producción en serie de automóviles, que implementó la Ford Motor Company. Estados Unidos fabricaba unos cuatro mil automóviles al año a comienzos de siglo; en 1910 cerca de 180 mil; en 1920 alrededor de 1.9 millones, y en 1929 unos 4.5 millones. El parque vehicular pasó de menos de medio millón de unidades registradas en 1910 a más de 26 millones en 1930.

Esto contribuyó enormemente a la movilidad en el país y permitió conectar mercados antes aislados, con lo cual bajó el costo de llevar productos agrícolas del campo a la ciudad, hizo viable la vida suburbana, y en unas décadas reorganizó la geografía económica del país alrededor de la carretera en lugar del ferrocarril. Este modo de vida requería cada vez más gasolina y por lo tanto crudo.

La producción estadounidense creció de manera sostenida durante siete décadas. De unos 174 mil barriles diarios en 1900 pasó a cerca de 1.2 millones en 1920, impulsada por el descubrimiento del yacimiento de Spindletop en Texas en 1901, y a alrededor de 2.5 millones de barriles en 1930. 

El hallazgo del gigantesco campo del este de Texas en 1930 provocó una sobreoferta y el desplome de los precios. En agosto de 1931, ante la caída de precios causada por la producción no autorizada, el gobernador declaró la ley marcial en la zona. La Texas Railroad Commission asumió entre 1931 y 1932 la facultad de asignar a cada pozo una cuota mensual con el argumento de la conservación del yacimiento y, en los hechos, con el efecto de sostener el precio. Hasta 1972 ese organismo estatal funcionó como el regulador de la oferta mundial de crudo. Fue el modelo que la OPEP tomó como referencia al constituirse en 1960.[3]

Durante la Segunda Guerra Mundial, Estados Unidos fue un proveedor de petróleo fundamental para los Aliados. La producción siguió creciendo en la posguerra. Pasó de unos 5.4 millones de barriles diarios en 1950 a cerca de 7 millones en 1960, para llegar a su pico de 9.6 millones en 1970.[4]

En 1973, con la producción mostrando una baja, Estados Unidos producía 9.2 millones de barriles diarios, frente a 7.6 de Arabia Saudita y 8.3 de la Unión Soviética. Siete años después, en 1980, Estados Unidos producía 8.6 millones de barriles, en tanto que Arabia Saudita había incrementado su producción a 9.9 y la Unión Soviética a 11.7; esta última llegaría a un máximo de poco más de 12 millones en 1987 y 1988,[5] previo al colapso del mundo soviético. 

Fuente: Elaboración propia con datos de la U.S. Energy Information Administration.

La dependencia

Estados Unidos se convirtió en importador neto de petróleo en 1948, un punto de inflexión que ocurrió más de veinte años antes del pico de producción en 1970. Para 1960 las importaciones netas representaban 16.5 por ciento del consumo. 

La reacción del gobierno fue proteger el crudo estadounidense. En 1959 la administración de Eisenhower estableció el Programa Obligatorio de Cuotas de Importación, que restringió la entrada de crudo extranjero más barato para apoyar a los productores nacionales.[6]

La cuota era distinta por región. Al este de las Montañas Rocosas (los distritos I a IV), las importaciones se limitaron en 1959 a alrededor de 9 por ciento de la demanda y, desde 1963, a 12.2 por ciento de la producción de crudo y líquidos de esos distritos. En la costa oeste (el distrito V), que producía menos de lo que consumía, se permitía importar la diferencia entre la demanda estimada y la oferta interna de la región.[7] El gobierno no cobraba por los permisos de importación: los distribuía entre las refinerías en proporción al crudo que procesaban, favoreciendo a las pequeñas. Los permisos se podían intercambiar y llegaron a valer 1.40 dólares por barril en 1970.[8] Esa renta (la diferencia entre el precio del crudo nacional y el del importado, que era más barato) se quedaba en las refinerías que tenían permisos, no era para% el gobierno. El arancel era simbólico, de 10.5 centavos por barril para el crudo ligero y la mitad para el pesado.[9]

A finales de los sesenta, el crudo estadounidense costaba 3.30 dólares por barril, alrededor de 65 por ciento más que en el mercado internacional. El gobierno estimó en unos 5 mil millones de dólares al año el costo de la cuota para los consumidores.[10] En abril de 1973 Nixon suspendió el programa de cuotas y estableció un sistema transitorio de licencias de importación (license fees); para el crudo, la tarifa máxima llegó a 21 centavos por barril.[11]

Pese a la protección, dado el aumento vertiginoso del consumo, la dependencia del petróleo extranjero siguió creciendo. Para 1973, cuando Estados Unidos enfrentó el embargo petrolero impuesto por los países árabes de la OPEP en represalia por su apoyo a Israel en la Guerra de Yom Kipur, las importaciones cubrían alrededor de una tercera parte del petróleo consumido en el país.[12]  El embargo llevó a un incremento del precio del crudo ligero árabe, que pasó de 2.90 dólares por barril en julio de 1973 a 11.65 dólares el 1 de enero de 1974.[13]

La inflación ya venía en aumento y obedecía a una combinación de factores fiscales y monetarios, además del gasto por la guerra de Vietnam. El embargo y el alza del petróleo añadieron un shock inflacionario y contribuyeron a la escasez de gasolina. La revolución iraní de 1979 elevó aún más el precio del crudo, que pasó de alrededor de 12.5 dólares por barril en 1978 a cerca de 35 en 1981.[14]

A pesar de esta alza en el precio y el esfuerzo de sucesivas administraciones de disminuir la dependencia del crudo de Medio Oriente, la producción de petróleo en Estados Unidos entró en una trayectoria descendente. La expansión de las exportaciones de crudo pesado de Venezuela y México contribuyó a diversificar el origen de las importaciones estadounidenses.

La participación del Golfo Pérsico en las importaciones estadounidenses, que había sido determinante en 1973, se redujo sustancialmente en los años ochenta. Menos dependencia de Medio Oriente, pero no de las importaciones de crudo. En el año 2000 Estados Unidos importaba en términos netos alrededor de 10 millones de barriles diarios, más de la mitad de lo que consumía; su producción de crudo cubría apenas alrededor del 30 por ciento del consumo.[15] 

Si bien la demanda de petróleo aún crecía, lo hacía a un ritmo mucho menor. Alcanzaría su máximo histórico en 2005, con cerca de 20.8 millones de barriles diarios de consumo de petrolíferos, y para entonces alrededor del 60 por ciento del petróleo consumido provenía del exterior. 

Para el cambio de milenio, Estados Unidos parecía destinado a depender cada vez más de las importaciones de crudo ante el declive de la producción nacional convencional y la falta de nuevos descubrimientos comerciales importantes. Dos cambios estructurales modificaron esta trayectoria.

El primero fue el desarrollo de la tecnología que hizo posible extraer crudo de las aguas profundas del Golfo de México. El segundo fue la combinación de la fracturación hidráulica (fracking) con la perforación horizontal, que abrió el acceso a los enormes volúmenes de petróleo y gas atrapados en formaciones de lutita.

Las aguas profundas del Golfo

La existencia de hidrocarburos bajo las aguas profundas del Golfo era conocida y se explotaban las aguas someras, pero la tecnología para extraer comercialmente yacimientos en aguas más profundas tardó años en desarrollarse. Con el tiempo surgieron sistemas flotantes de producción anclados a gran profundidad y con terminaciones submarinas que permiten conectar pozos distantes a un mismo centro de proceso. Finalmente, la sísmica tridimensional permitió entender mucho mejor la naturaleza de los yacimientos y redujo la proporción de pozos secos. 

Para impulsar la industria en aguas profundas, el 28 de noviembre de 1995 el presidente Clinton promulgó la Deep Water Royalty Relief Act (Ley de Alivio de Regalías en Aguas Profundas). La ley suspendió el pago de regalías sobre volúmenes determinados de producción para los contratos de arrendamiento otorgados en los cinco años siguientes en tirantes superiores a 200 metros en las áreas central y occidental del Golfo de México. La suspensión era escalonada según la profundidad.[16] 

Este apoyo se dio en un contexto de precios de crudo bajos. El Departamento del Interior incluyó en los arrendamientos de 1996, 1997 y 2000 umbrales de precio. Si el crudo, por ejemplo, superaba 28 dólares por barril, la empresa debía pagar regalías, aunque no hubiera agotado el volumen exento. En los de 1998 y 1999 los omitió. Cuando los precios subieron, el gobierno quiso cobrar las regalías con base en los umbrales y presionó a las empresas con arrendamientos de 1998 y 1999 para que los aceptaran. Según la Oficina de Rendición de Cuentas del Congreso (GAO), la omisión había costado ya unos mil millones de dólares en 2007 y podía llegar a costar hasta 14 mil 700 millones.[17]

La empresa Kerr-McGee, una de las pioneras en la explotación en el Golfo de México, demandó al Departamento del Interior por haber modificado las reglas del juego. El Quinto Circuito falló contra el gobierno, pues la ley de 1995 fijaba volúmenes exentos de regalías que el Departamento del Interior no podía reducir con umbrales de precio.[18] El fallo quedó firme cuando la Corte Suprema se negó a revisarlo. En su solicitud a la Corte, el gobierno calculó que perdería al menos 19 mil millones de dólares en regalías devueltas y por cobrar.[19] La combinación de estabilidad contractual y avance técnico permitió descubrimientos muy importantes, con lo cual la región se volvió una gran productora, como se ve en la siguiente gráfica: 

Fuente: Elaboración propia con datos de la U.S. Energy Information Administration. Para 1960-1980 y para aguas profundas, Bureau of Ocean Energy Management; no existe serie de aguas profundas para 2024 y 2025.[20]

El contraste de producción entre ambos lados de la frontera marítima sería visible en una imagen satelital. Pemex aún no ha puesto en producción comercial ningún campo en aguas profundas mexicanas. Trión se descubrió a finales de agosto de 2012 y fue el primer hallazgo mexicano de petróleo en aguas profundas, a unos 180 kilómetros de la costa y a unos 40 kilómetros al sur de la frontera marítima, con un tirante de agua de 2 mil 500 metros.[21] Pemex había comenzado a explorar en aguas profundas en 1996. Tardó dieciséis años en encontrar su primer yacimiento de crudo, aunque antes había encontrado gas en Noxal, en 2006, y en Lakach, en 2007.[22]

Con la reforma energética de Peña Nieto se abrió la posibilidad de ampliar la producción de crudo en México a través de la competencia entre empresas por los yacimientos aún poco explorados que hay en el territorio nacional. En las rondas petroleras se adjudicaron 27 contratos para explorar y producir en aguas profundas; 25 tuvieron participación privada y dos se adjudicaron a Pemex sola.[23] Hubo sólo dos licitaciones de aguas profundas, en diciembre de 2016 y en enero de 2018. En diciembre de 2018 se suspendieron las nuevas rondas, pero esa decisión no canceló los contratos ya adjudicados, y algunos mantuvieron actividades exploratorias.[24]

Con el farmout de Trión, los contratos en aguas profundas suman 28.[25] Sólo Trión tiene un plan de desarrollo aprobado a la fecha. De cumplirse el programa vigente, del descubrimiento del yacimiento a la primera producción habrán transcurrido dieciséis años.[26] No se puede concluir que la apertura fracasó por el bajo rendimiento de las rondas, ya que la política se interrumpió antes de poder evaluar plenamente sus resultados.

En aguas profundas lo común es no encontrar gran cosa que valga la pena. De los mil 857 arrendamientos de aguas profundas que Estados Unidos otorgó entre 1987 y 1996, en 2007 sólo 10 por ciento se habían perforado y menos de 3 por ciento producía.^[27] En el Paleógeno del Golfo estadounidense, una de las áreas más prometedoras, sólo 16 de cada 100 pozos exploratorios permitieron luego un desarrollo comercial.^[28]

Entre agosto de 2016 y marzo de 2020 se celebraron ocho licitaciones en el Golfo estadounidense, que adjudicaron 954 arrendamientos.^[29] Shell compró sus primeros arrendamientos en la zona del Cinturón Plegado Perdido en 1996, descubrió Great White en 2002 y empezó a producir en 2010, con una sola plataforma para tres campos y tres socios, Shell, Chevron y BP. Whale, descubierto en 2017 a 16 kilómetros de esa enorme plataforma, produce desde enero de 2025.^[30] Un hallazgo vuelve valiosos los bloques vecinos y quien lo hace puede pujar por ellos en la siguiente licitación y repartir el costo de la infraestructura entre varios campos. Los plazos de desarrollo en aguas profundas varían según el área y el punto de partida de la medición. Kaskida, de BP, fue descubierto en 2006 y su primera producción está prevista para 2029.^[31]

El shale

El cambio de mayor magnitud en Estados Unidos vino con el auge de los yacimientos no convencionales, cuyo despegue comercial se dio entre 2008 y 2019. Las reservas se conocían desde hacía décadas. La roca generadora de la mayor parte del petróleo convencional del mundo es precisamente el tipo de formación que ahora se explota directamente fracturándola (en español se denomina a la roca específica como lutita).

El fracking consiste en inyectar a alta presión una mezcla de agua, arena y aditivos químicos para fracturar la roca y liberar los hidrocarburos. La fracturación hidráulica antecede al auge del shale, pero explotarlo a costos competitivos requirió combinarla con la perforación horizontal y con mejoras en la terminación de los pozos. Empresas independientes como Mitchell Energy y, posteriormente, Chesapeake, Continental Resources, EOG y Range Resources participaron en el desarrollo y difusión de técnicas que hicieron viable la explotación del shale, junto con la investigación pública y los proveedores especializados. 

La propiedad privada del subsuelo y los miles de operadores independientes facilitaron la experimentación y difusión de técnicas comercialmente viables.^[32] Si una técnica funciona, otras empresas la pueden copiar con rapidez, sin esperar la decisión, generalmente lenta, del comité de inversión de una empresa gigante que tiene muchas otras opciones en la cartera de proyectos. En ese ecosistema existe un mercado de servicios petroleros profundo e independiente, desde las empresas grandes, como Halliburton, Schlumberger y Baker Hughes, hasta centenares de empresas menores de bombeo a presión, arena y de logística. Esto permitió a un operador pequeño rentar capacidad de clase mundial en lugar de tener que poseerla. 

En Estados Unidos hay un mercado de capitales dispuesto a financiar un ciclo de producción mucho más corto que el convencional. Los pozos de lutita declinan con enorme rapidez. Sostener la producción exige perforar continuamente y esto llevó a que el sector consumiera capital de manera sistemática durante su primera década.^[33] En este período el sector operó bajo un mandato de crecimiento a cualquier costo: los operadores gastaban por encima de su flujo de efectivo y financiaban la diferencia con deuda de alto rendimiento y emisiones accionarias sucesivas. Las empresas eran premiadas en bolsa por aumentar su producción y reservas, no por generar utilidades. La lógica era que el mercado valuaba a estas empresas por lo que tenían bajo tierra y por la rapidez con que lo sacaban, no por el efectivo que generaban. Con tasas de interés cercanas a cero después de 2008, el dinero era barato y los fondos buscaban rendimiento en la deuda de alto riesgo. A los directivos se les pagaba en función de metas de producción y de reposición de reservas.^[34] Crecer era lo que se premiaba, aunque no hubiera utilidades.

La caída de precios de 2020 llevó a quiebras en el sector y aceleró el cambio de las prioridades financieras. Los inversionistas dejaron de financiar el crecimiento y empezaron a exigir flujo libre de efectivo y retorno al capital. A ello se sumó la consolidación del sector, que redujo el número de operadores y elevó la escala de los sobrevivientes, que pudieron acumular mayores eficiencias a lo largo de toda la cadena productiva, tales como perforaciones laterales más largas, mayor intensidad de arena y la perforación en racimo desde una misma plataforma. 

El fracking convirtió a Texas en una potencia petrolera. De producir 1.2 millones de barriles diarios en el año 2010, en 2025 produjo alrededor de 5.8, el 42 por ciento del total nacional. En ese lapso la producción de crudo de Pemex pasó de 2.576 millones de barriles diarios a 1.367 millones.[35]

El caso de Nuevo México es menos conocido, pero igualmente exitoso. Es el segundo estado productor: pasó de unos 400 mil barriles diarios en 2015 a 2.2 millones en 2025. Texas y Nuevo México juntos produjeron cerca de 8 millones de barriles diarios en 2025, el 58 por ciento del total estadounidense y casi seis veces la producción de México.

Una parte del gas que México importa por ducto proviene de la región de la Cuenca Pérmica, donde una fracción importante del gas está asociada a la producción de crudo no convencional. En 2023 esa cuenca produjo 11 mil 500 millones de pies cúbicos diarios de gas asociado al crudo, dos terceras partes del gas asociado de todo el país.[36] El gas es un subproducto del proceso de extracción de crudo. Sin embargo, su quema y, sobre todo, su liberación directa a la atmósfera es altamente contaminantes. Por ello,  Texas permite quemarlo sólo por plazos acotados, salvo autorización expresa de su regulador, y Nuevo México prohibió en 2021 la quema rutinaria.[37] Hay que venderlo al precio que sea, y sólo sale de la cuenca por ducto. Cuando la producción crece más rápido que la capacidad de los ductos, hay un proceso competitivo por ver a quién se lo lleva, y el productor puede terminar pagando para que salga y así poder continuar extrayendo crudo.

En 2024 el gas se cotizó por debajo de cero en 42 por ciento de los días de operación en Waha, el centro de comercio del oeste de Texas. Es decir, a los compradores les pagaban por llevárselo. El problema se alivió en octubre de ese año, cuando entró en servicio el ducto Matterhorn Express, con capacidad para 2 mil 500 millones de pies cúbicos diarios hacia la costa de Texas.[38] Pero la producción siguió creciendo y, con el mantenimiento de los ductos en la primavera, el problema volvió: en lo que iba de 2026, al 28 de mayo, el precio en Waha promediaba menos 2.38 dólares por millón de BTU, y el 10 de marzo llegó a un mínimo histórico de menos 7.15.[39] En 2026 empezaron a operar otros dos ductos: Hugh Brinson, con una primera fase de mil 500 millones de pies cúbicos diarios, y Blackcomb, que aumenta gradualmente hacia 2 mil 500 millones. El precio en Waha para entregas en octubre volvió a ser positivo.[40]

De importador a exportador

En diciembre de 2015, Estados Unidos levantó la prohibición de exportar crudo, que había impuesto en 1975, tras la crisis de 1973.[41] Las exportaciones de gas natural licuado desde el territorio continental, excluyendo Alaska, comenzaron en febrero de 2016, con un primer cargamento desde Sabine Pass, en el estado de Luisiana. En 2023 Estados Unidos se convirtió en el mayor exportador mundial de gas licuado.[42]

En 2020, por primera vez desde al menos 1949, Estados Unidos exportó más petróleo y derivados de los que importó: de importar en términos netos 12.5 millones de barriles diarios en 2005, pasó a exportar 2.8 millones en 2025.[43] La caída de las importaciones netas redujo la exposición a interrupciones del suministro externo, aunque Estados Unidos siguió sujeto a las fluctuaciones de los mercados internacionales. La mayor producción estadounidense alteró la oferta mundial y erosionó la influencia de la OPEP.

El éxito de Estados Unidos es en buena medida resultado del arreglo institucional. La propiedad privada del subsuelo y un mercado con miles de operadores permitieron que empresas pequeñas arriesgaran su capital en técnicas que las grandes descartaban, y que otras las copiaran de inmediato. Un mercado de capitales profundo y líquido financió un ciclo de producción corto, y las quiebras permitieron transferir los activos a operadores más eficientes sin que cayera la producción. En aguas profundas, una decisión de política pública, el alivio del pago de regalías, aceleró la inversión. 

En México, en cambio, el subsuelo es de la nación y durante 75 años sólo Pemex pudo explotarlo. La reforma de 2013 mantuvo la propiedad nacional del subsuelo y, además de las asignaciones a Pemex, abrió la exploración y extracción a contratos con participación privada. En 2018 se suspendieron las rondas. Los contratos ya adjudicados no se cancelaron, pero sin nuevas rondas las empresas ganadoras no pudieron alcanzar la escala suficiente para ser competitivas. Mientras Texas multiplicaba su producción casi por cinco, la de Pemex caía casi a la mitad, y en 2024 las importaciones cubrieron cerca del 73 por ciento del consumo mexicano de gas natural.[44]