En el segundo semestre de 2015 México se convirtió en un importador neto de hidrocarburos y, en 2016, el déficit de su balanza comercial de hidrocarburos ascendió a 6 000 millones de dólares.1 En la primera mitad de 1975 —hace 40 años— México volvió a exportar petróleo y, unos cuantos años después, llegó a ser uno de los principales países productores y exportadores del mundo. Hoy resalta en particular el desequilibrio comercial en materia de hidrocarburos con Estados Unidos, país con el que incurrió un fuerte déficit en 2015, que se consolidó en 2016, cuando ascendió a 11,500 millones de dólares.2 En este ultimo año, las exportaciones de petróleo crudo y productos petrolíferos a Estados Unidos sólo lograron cubrir el 43 por ciento de las importaciones de productos —principalmente de gasolina y diesel— y de gas natural provenientes de dicho país. En la coyuntura actual, el nivel de la dependencia de las importaciones hace a México más vulnerable ante las amenaza de deterioro de las relaciones entre los dos países.

pemex

Si bien México registró en 2016 una exportación neta de hidrocarburos líquidos —crudo y productos petrolíferos— de aproximadamente 550 mil barriles diarios,3 incurrió en un déficit con Estados Unidos de 175 mil barriles diarios.4 Este desequilibrio se debe a que una parte creciente de sus exportaciones de petróleo crudo ha sido desplazada a otros mercados, y a que la mayor parte de las importaciones de productos petrolíferos de más alto valor provienen de dicho país. A este déficit debe agregarse el que se registró en materia de gas natural el año pasado, que ascendió a unos 4,300 millones de pies cúbicos diarios, buena parte de este volumen provino también de Estados Unidos.5

Determinantes de los desequilibrios

Las principales causas de estos déficit son de carácter estructural, por lo que difícilmente podrán revertirse en lo que queda de esta década e, incluso, es posible que se amplíen. Así lo indican escenarios plausibles que consideran precios alternativos del petróleo crudo, de los productos petrolíferos y del gas natural, al igual que diversas trayectorias de la producción y del consumo interno. Estos déficit no son un fenómeno coyuntural cuya resolución pueda lograrse con ajustes de orden menor. Para que así sucediera tendrían que evolucionar favorablemente y de manera simultánea todas las variables consideradas, dada la complejidad de su interacción.

Los elementos determinantes de la situación actual y prospectiva de la balanza petrolera mexicana se encuentran en la caída de la producción de petróleo crudo y gas natural, y en el severo deterioro operativo de las refinerías de Pemex, que se tradujo en una importante disminución de su capacidad utilizada y del rendimiento de productos de alto valor como son la gasolina y el diesel. Incidió también el aumento de la  demanda de gas natural que sobrevino mientras caía su producción. Estas tendencias se gestaron hace años; su fuerza inercial avanzó sin obstáculos; se fortalecieron gracias a fallas patentes de gestión en Pemex durante la primera mitad del gobierno actual; y, por ultimo, un contexto prolongado de bajos precios del petróleo y el gas natural detonó la crisis financiera que, en 2016, afectó de manera sustancial la operación y el desempeño de la empresa petrolera estatal.

En 2004, la producción de petróleo crudo alcanzó su nivel más alto y en los  siguientes 12 años cayó un poco más de 1.2 millones de barriles diarios, una reducción del 36 por ciento. En los últimos cinco años, la producción de gas seco disminuyó 1,245 millones de pies cúbicos diarios, es decir, 26 por ciento. Análisis detallados, campo por campo, muestran  declinaciones que no cesarán antes de 2020. Las tendencias observadas se tradujeron en la caída de las exportaciones y el aumento de las importaciones. En los últimos cinco años se desplomaron las exportaciones netas (exportaciones menos importaciones) de hidrocarburos líquidos, al pasar de 844 a tan sólo 550 mil barriles diarios, una reducción de 35 por ciento. En cambio, las importaciones netas de gas natural aumentaron en este mismo lapso 125 por ciento.

El deterioro más grave de desempeño de Pemex se dio en sus refinerías. En el segundo semestre de 2016 la capacidad utilizada de destilación a duras penas superó el 50 por ciento. Son muchas las causas que explican esta situación desastrosa. La más inmediata es la reducción del gasto de operación e inversión de la industria de la refinación, producto de recortes presupuestales draconianos. Los centros de trabajo carecen de materiales y herramientas indispensables para la operación y el gasto en mantenimiento ha sido severamente restringido. En parte, esta situación también obedeció a distorsiones gerenciales en la asignación a nivel local de recursos particularmente escasos.

Debe reconocerse que esta línea de negocios de Pemex ha sido la más mal administrada por mucho tiempo. Su capacidad gerencial se ha seguido erosionada al igual que su capital técnico. A todos los niveles su personal está desmoralizado y desconfía de sus superiores. El personal teme tomar decisiones equivocadas que puedan acarrear responsabilidades personales. La injerencia del sindicato en la administración de instalaciones y procesos productivos daña profundamente la disciplina empresarial. El mantenimiento es caro y deficiente debido a patrones añejos de contratación, particularmente a nivel local. Por más esfuerzos que realizan los directivos de Pemex, la mejora en el desempeño no es palpable ni ha podido documentarse.

En estas condiciones no es sorprendente la disminución observada en la elaboración de productos petrolíferos y tampoco los incrementos sustanciales de las importaciones, particularmente en la segunda mitad de 2016. En este semestre el 68 por ciento de la gasolina vendida en el mercado interno era importada, así como el 57 por ciento del diesel colocado. La mayor parte de las importaciones provenían de las refinerías de la costa estadounidense del Golfo, donde el alto volumen de la demanda de sus productos les ha permitido mantener niveles promedio de ocupación de la capacidad en torno al 94-95 por ciento. En 2016 el valor de las importaciones de gasolina ascendió a 11,283 millones de dólares y el de diesel a 4,047 millones.

La dependencia de las importaciones de gas natural es aún más preocupante. En 2016 el valor de las importaciones del gas ascendió a más de 4,000 millones de dólares. representando el 55 por ciento de la demanda interna total. Si se excluye el gas utilizado por el propio Pemex, cerca del 73 por ciento del gas que efectivamente llegó al mercado fue importado. Este se destinó de manera preponderante a la generación de electricidad. Más de la mitad de la oferta de gas es consumida por este sector y aproximadamente el 60 por ciento de la electricidad generada proviene de plantas que utilizan gas natural. En los próximos cuatro años, cuando lo menos, aumentará la importación de gas, dado que la producción interna continuará declinando, el proceso de sustitución de combustóleo por gas natural estará en su fase final, continuará la ampliación de la red de transporte de gas y la construcción de plantas de ciclo combinado sustentarán un mayor consumo de gas.

No hay aún una conciencia plena de las crecientes asimetrías que hoy caracterizan la balanza de hidrocarburos de México y de los cambios estructurales que la han modificado. Hasta hace muy poco, la creciente dependencia de las importaciones se planteaba en el contexto más amplio del libre flujo del comercio y la inversión en Norteamérica, normada por las disciplinas del TLC. En el caso del gas natural se buscaba la construcción de un solo mercado en Norte América. La misma reforma energética fue concebida como un importante paso en la integración económica regional del sector energético, el cual evolucionaría como lo han hecho otras ramas de la industria mexicana. A su vez, la creciente importación de productos petrolíferos era considerada de bajo costo, en comparación con las elevadas pérdidas registradas por las refinerías de Pemex.

Estas perspectivas se han visto amenazadas por las actitudes proteccionistas y mercantilistas manifestados por el presidente Trump de manera explícita y brutal. Lo mismo ocurre con la propuesta de renegociación del TLC y la posibilidad de establecer barreras proteccionistas de diversa naturaleza. La incertidumbre que todo esto provocó ha afectado el nivel de inversión, tanto nacional como extranjera, y el tipo de cambio del peso. En adición, presiones inflacionarias internas y una política monetaria más restrictiva, contribuyen también a reducir la tasa de crecimiento esperada de la economía y abre la posibilidad de que sobrevenga una recesión.

La potencial crisis política, económica y estratégica que entraña el deterioro de la relación bilateral entre Estados Unidos y México constituye una seria llamada de atención que obliga a revisar algunos de sus presupuestos fundamentales. En esta coyuntura crítica la industria petrolera tendrá que diseñar estrategias tendientes a reducir la vulnerabilidad que implica la elevada dependencia de las importaciones de productos petrolíferos y de gas natural, en particular las que necesariamente provienen de Estados Unidos. El desarrollo de esta industria tendrá que equilibrar mejor objetivos de carácter económico y de seguridad de suministro energético.

Gas natural

El gas natural juega un papel capital en la matriz energética mexicana. Contribuye con más del 40 por ciento del consumo total de energía del país, una participación superior al promedio de los países miembros de la OCDE. Es el combustible dominante en el sector eléctrico y en la industria. Pemex mismo es el principal consumidor individual de gas natural del país, que emplea para propio uso, principalmente en actividades que se realizan mar adentro en la Sonda de Campeche.

México puede y debe incrementar la producción y disponibilidad interna de gas natural. Para lograrlo tendrá que incorporar a sus proyectos criterios de seguridad de suministro a la evaluación y asignación económica de recursos de inversión. Hay una larga lista de posibles iniciativas y proyectos gaseros con muy diferentes plazos de gestación, puesta en marcha y maduración. Algunos de ellos aparecen en el plan de negocios de Pemex, pero otros trascienden a esta empresa. Aquí sólo se enuncian a título ilustrativo.

En primer lugar se tiene que avanzar con mayor rapidez en la estabilización y optimización de los procesos productivos en aguas someras de Campeche y Tabasco, así como poner fin a la quema masiva de gas natural que se hace rutinariamente en esta región, y a las elevadas emisiones fugitivas de metano. Para ello es necesario contratar capacidad de medición y compresión, modificar instalaciones y ductos de recolección existentes, y fortalecer la capacidad de re-inyección de gas –principalmente nitrógeno- a los yacimientos. Conviene recordar que en 2016 Pemex envió a la atmósfera del orden de 500  millones de pies cúbicos de gas natural y reinyectó otros 500 millones que pueden ser sustituidos con nitrógeno.

Un aspecto central de esta iniciativa es la construcción de plantas que segreguen las corrientes que integran la mezcla de gas natural y nitrógeno extraída de Ku-Maloob-Zaap y Cantarell, para luego reinyectar el nitrógeno y aprovechar gas natural que cumpla con las especificaciones requeridas. Pemex puede adquirir los principales elementos de esta iniciativa de proveedores especializados de servicios, minimizando los requerimientos propios de inversión. Tendrá también que reducir al máximo el plazo de ejecución de los proyectos que formen parte de esta iniciativa que tendría una duración de 2 a 3 años.

Una segunda iniciativa es el desarrollo de la producción en campos de gas no-asociado en aguas profundas frente a Coatzacoalcos. Existen cinco campos de tamaño significativo – Lakach, Piklis, Kunah, Nat y Lalail-, así como otros campos satélites de menor tamaño, que ofrecen un potencial productivo superior a 1 000 millones de pies cúbicos diarios. Hasta ahora Pemex ha invertido más de 1 000 millones de dólares en esta área. El proyecto más maduro es Lakach que cuenta con tres pozos, sistemas de producción en el lecho marino y capacidad de transporte en gasoductos que llegan a la planta de procesamiento de gas en Lerdo, cerca del puerto de Alvarado, y que se conecta al ducto troncal de 48 pulgadas que lleva gas hacía el norte y centro del país. Es difícil precisar el nivel de avance de cada uno de los componentes de este proyecto, que se detuvo y fue diferido víctima de los recortes presupuestales de 2015 y 2016. Más difícil aún es contar con información confiable sobre el costo de producción de Lakach.

Esta iniciativa podría reactivarse, ampliarse y reestructurarse con objeto de aumentar a mediano lazo  la producción de gas natural. Kunah y Piklis cuentan con autorización para licitarse como parte de una asociación (farmout) entre Pemex y particulares. Su alcance podría ampliarse inicialmente a  otros de los campos mencionados, así como al proyecto Lakach, incluyendo su infraestructura y la planta de proceso de gas. Se trata de un gran proyecto, a escala mundial. Tendría que producir gas natural a un precio que pudiera competir con gas natural importado, puesto en el sur de Veracruz.

Una fuente potencial importante de gas natural se encuentra en la Cuenca de Chicontepec. A fines de 2015 ésta contaba con el 28 por ciento de las reservas probadas y probables (2P) de gas natural del país. Varios intentos que buscaron desarrollar este recurso fracasaron. Ahora, con los cambios introducidos por la reforma energética, es posible vislumbrar una cuarta iniciativa en esta región, que incluya nuevos mecanismos y estructuras empresariales que permitan resolver de manera integral los problemas tecnológicos, así como de administración de yacimientos y de producción, que han obstaculizado su desarrollo. Las licitaciones previstas en esta región por la Ronda 2 tendrían que ajustar sus bases contractuales para privilegiar, en una etapa inicial, el éxito productivo de Chicontepec. De llegar a buen fin esta iniciativa, es probable que sus resultados se dejarían sentir hacia la mitad de la próxima década.

Una quinta iniciativa, cuyo periodo de gestación es aún mayor, lo constituye el desarrollo de los esquistos gasíferos (shale gas) en el norte del país. Las estimaciones más conservadoras de estos recursos potenciales apuntan a un volumen recuperable de gas natural muy superior a las reservas originales de México. La formación Eagle Ford cruza la frontera con Estados Unidos entre Nuevo Laredo y Piedras Negras. Los descubrimientos significativos realizados por Pemex en las cuencas de Burgos y Sabinas no han permitido, hasta ahora, sustentar un programa de desarrollo exitoso como el de la misma formación en el sur de Texas.

Los resultados de la perforación de pozos no fueron alentadores. Los costos fueron muy superiores a los que privan del otro lado de la frontera. Los volúmenes iniciales de producción fueron pobres y ésta declinó rápidamente. Las diferencias pueden explicarse en función de la falta de experiencia en la perforación y terminación de pozos en formaciones de esquistos gasíferos, de prácticas en la contratación de servicios inadecuadas y una débil infraestructura para el suministro de bienes y servicios petroleros. Pemex no se había preparado para estas tareas. Tuvo también que lidiar con la aguda escasez de agua en la región. Las implicaciones sociales del craqueo en una región donde los hogares y otras actividades económicas compiten por este recurso escaso, plantean difíciles problemas de aceptación social. Igualmente, problemas de seguridad dificultan las actividades petroleras en la zona. No obstante, todos estos problemas identificados son superables y estos recursos deberán jugar un papel importante en el suministro interno de gas natural.

Estas iniciativas pueden contribuir a la reducción de las importaciones de gas natural. Sin embargo, aún si todas lograran instrumentarse, es poco probable que este déficit desaparezca en el transcurso de los próximos 15 años. Existen también otras medidas que podrían reducirlo para hacer frente a posibles discontinuidades puntuales y parciales de suministro externo como son, por ejemplo, la reversión temporal a la utilización de combustóleo, la ampliación de la capacidad de almacenamiento, la importación de gas natural licuado y la incorporación de una mayor generación eléctrica mediante fuentes renovables de energía, entre otras. Examinar estas opciones es una tarea apremiante porque ha crecido el riesgo de alguna falla en el suministro de gas natural.

La renegociación y posible restructuración del TLC en acuerdos bilaterales con Canadá y con México pueden tener serias consecuencias en materia de gas natural. La legislación estadounidense exige un permiso previo a la exportación de este combustible. Para países con los que Estados Unidos ha suscrito un tratado de libre comercio su autorización es otorgada sin modificación ni retraso. Sin embargo, los países que no cuentan con un tratado pueden perder el trato nacional que éste le da al comercio de gas. En este caso, la autorización sólo puede otorgarse si se consideran de interés público. Así las autorizaciones podrían tomar más tiempo y estar sujetas a riesgo político. Cabe recordar que la casi totalidad de los actuales contratos de suministro a México son de corto plazo, con una duración máxima de dos años.6

Hay un precedente a la interrupción de suministro de gas natural estadunidense a México que conviene recordar en la coyuntura actual. Durante la crisis energética de California de mayo de 2000 a junio de 2001, se presentó un episodio en el que se detuvo el flujo de gas a Baja California Norte unos cuantos días, seguido por un periodo de incertidumbre respecto a su posible repetición. El gobierno estatal y las empresas gaseras del sur de California privilegiaron a consumidores locales de su lado de la frontera. Frente a un fuerte crecimiento anómalo de la demanda de gas natural vinculado a la crisis de suministro eléctrico en dicho estado, la capacidad de transporte de gasoductos interestatales y, en particular, de los intraestatales resultó insuficiente. Diversas restricciones y estrangulamientos limitaron el suministro de gas y elevaron drásticamente los precios de este combustible. Las principales empresas responsables del suministro de gas y  electricidad cayeron en bancarrota y el gobierno estatal tuvo que intervenir.

Condiciones extraordinarias y fortuitas pueden presentarse en el futuro que limiten las entregas de gas a México. Su racionamiento podría castigar particularmente a la exportación terrestre de gas natural. En un clima político en el que prima el interés estadounidense (America First), se renegocia o se da por terminado el TLC y se atiza la tensión en las relaciones bilaterales entre los dos países, los contratos de suministro transfronterizo pueden cuestionarse o, inclusive, sujetarse a recortes. La probabilidad de que esto suceda es muy baja, pero las consecuencias si llegara a ocurrir podrían ser catastróficas. La vulnerabilidad actual y prospectiva de México ante una interrupción de suministro relevante no puede subestimarse. Es por esto que deberán tomarse medidas concretas, que si bien no eliminan dicha vulnerabilidad, por lo menos la acotan.

Productos petrolíferos

Hay una diferencia estratégica fundamental entre la importación de gas natural y la de productos petrolíferos. En el primer caso,  México tiene pocas opciones al suministro estadounidense y, en el segundo, son múltiples las fuentes alternas de importación. En 2016, el 12 por ciento del gas importado fue internado a México mediante gasoductos provenientes de Estados Unidos. Incluso, un volumen creciente de las importaciones de gas natural licuado se originaron en la planta texana de licuefacción de Sabine Pass. Las importaciones de gas licuado continuarán a la baja a partir de del segundo trimestre de 2017, cuando el gasoducto Los Ramones II deberá alcanzar su capacidad de diseño. El gas adicional que fluirá del norte desplazará gas licuado importado por Manzanillo. Eventualmente, estas importaciones podrían eliminarse cuando entre en operación el gasoducto que va de La Laguna a Guadalajara. Así, la casi totalidad del gas importado vendría de Estados Unidos, subrayando el carácter regional de los mercados de gas natural.

En cambio, los productos petrolíferos se comercian en un mercado mundial, dada su mayor densidad energética y la posibilidad de ser transportado grandes distancias a bajo costo. Los precios vigentes en los grandes centros de refinación tienden a convergir gracias a un activo arbitraje global de precios. Si bien las refinerías de la costa estadounidense del Golfo ofrecen ventajas logísticas innegables al suministro a México, al igual que las refinerías de su costa occidental, el costo del suministro puesto en México desde otros centros de refinación varía relativamente poco respecto a los obtenidos en Estados Unidos. Así, los riesgos de una interrupción de importaciones, o de modificaciones a sus condiciones de venta, podrían enfrentarse mediante importaciones de otras partes del mundo, algo que no sucede en el caso del gas natural.

Si se compara la importancia económica de las importaciones de productos petrolíferos con otras mercancías y, en particular, con las de gas natural la diferencia es enorme. En 2016, el valor de las importaciones de estos productos fue de cerca de 20 000 millones de dólares, mientras que las de gas natural fueron de 4 000, esto es una quinta parte. Aún así, es mucho mayor la vulnerabilidad en materia de importaciones de gas natural.

Pemex está obligado, hoy más que nunca, a modificar de raíz el desempeño operativo y económico de sus refinerías. De lograrlo podrían reducirse las importaciones requeridas de productos petrolíferos de manera sustancial. Con tan sólo regresar al nivel de proceso de crudo registrado en 2013 y mantener los rendimientos de gasolina y de diesel de ese mismo año, sus refinerías habrían producido volúmenes adicionales de gasolina y de diesel de 162 y 135 mil barriles diarios, respectivamente. Con ello se habrían reducido, en la segunda mitad de 2016, las importaciones observadas de gasolina en 29 por ciento y las de diesel en 61 por ciento. No obstante, aún estos niveles de proceso y de rendimientos son particularmente bajos si se comparan con los de refinerías similares en el resto del mundo, y estos han disminuido año con año desde 2013, para no ir más atrás.

Los problemas de desempeño operativo de Pemex no se deben tanto a la configuración de sus refinerías —a sus fierros— como a la forma como son operados y mantenidos. Estudios globales de desempeño comparativo dan prueba detallada de los pésimos resultados de las refinerías mexicanas y muestran una brecha creciente frente al desempeño de otras refinerías. La problemática de la refinación en Pemex ha sido plenamente diagnosticada. Se conocen bien las causas del mal desempeño y se tienen identificadas medidas correctivas específicas que permiten superarlas. El fracaso de los principales esfuerzos realizados hasta ahora para mejorar dichos resultados se debe a la incapacidad de la gestión gerencial, así como a la ausencia de un acuerdo básico entre las partes involucradas para resolver problemas reconocidos. Los obstáculos  sistémicos que se oponen al cambio y benefician el status quo no han permitido revertir la declinación que consignan las estadísticas institucionales.

Los cambios propuestos por la reforma energética plantean riesgos difíciles de superar y oportunidades que no va a ser fácil capturar. La introducción de la competencia en los mercados de productos petrolíferos, inicialmente a través de las importaciones, puede reducir drásticamente la participación de Pemex en los mismos, ampliando las pérdidas seculares en las que ha incurrido. Cambios en la estructura de la demanda y problemas para cumplir con las especificaciones de los productos pueden incidir negativamente en la operación de las refinerías. La transición de una posición monopólica, tanto industrial como comercial, a un mercado competitivo entraña complejos cambios dentro de Pemex para los que no parece estar preparado en los plazos previstos. El acceso abierto a su sistema de poliductos, que traerá la temporada abierta anunciada, obligarán a la empresa a seguir absorbiendo las masivas mermas de productos en las que incurre. Mientras tanto funcionarios de Pemex gastan sus energías dando batallas de una guerra que perdieron hace tiempo.

En estas condiciones la inversión privada difícilmente fluirá a refinerías que no sólo requieren más capital sino también experiencia en su gestión técnica y económica. Pasivos ambientales contingentes, riesgos asociados al estado que guardan las instalaciones y recurrentes paros no programados de las refinerías son un obstáculo a la asociación de Pemex con particulares. Las salvaguardas que los socios potenciales exigirán son particularmente onerosas, pues tienen que cubrir muy diversos riesgos. Su codificación entraña contratos complejos, difíciles de administrar y propensos a litigios interminables. Más sencilla será la adquisición de bienes y servicios a empresas especializadas en lugar de que Pemex continúe invirtiendo, por cuenta propia, en instalaciones que los producen.

La discusión de las estrategias de transformación de las refinerías mexicanas trasciende, por mucho, el análisis de la dependencia de las importaciones de productos petrolíferos. Basta aquí señalar que este proceso tomará tiempo y que para detonarlo y sostenerlo las autoridades gubernamentales y los directivos de Pemex necesitan establecer, con absoluta claridad y certeza, que la situación actual ya no es tolerable y que las nuevas circunstancias de la industria petrolera han vuelto inviable prácticas  tradicionales inconsistentes con el desarrollo de mercados competitivos. El sindicato petrolero, la estructura gerencial y los contratistas vinculados a la industria de la refinación tendrán que comprender las serias consecuencias que supone defender un status quo que pone en peligro la supervivencia misma de centros de trabajo que arrojan pérdidas que no son financiables. La coyuntura actual no es la más oportuna para iniciar el proceso de cambio requerido. Es posible que la liberalización del mercado empeore la situación antes del inicio de una verdadera recuperación industrial. Sin embargo, toca a esta administración aprovechar constructivamente la crisis en la que se encuentra la refinación en México.

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El reciente deterioro de las relaciones con Estados Unidos obligan a reflexionar sobre la vulnerabilidad de México ante cambios significativos en las condiciones del comercio de hidrocarburos entre los dos países. La seguridad de suministro energético no puede tomarse como un hecho. Deberá ser el resultado de políticas públicas y estrategias específicas que la sustenten, así como de negociaciones políticas y comerciales con Estados Unidos. En la coyuntura actual sería imprudente seguir eludiendo la discusión sobre estos asuntos de interés nacional.

19/02/17

 

Adrián Lajous
Investigador visitante en el Centro sobre Política Energética Global de la Universidad de Columbia. Fue director general de Pemex de 1995 a 1999.


1 Banco de México, Balanza de productos petrolíferos, Sistema de Información Económica. No se incluyen exportaciones e importaciones de productos petroquímicos.

2 Cifras de la EIA, basadas en US Census Bureau, Energy Today, 9 de febrero de 2017.

3 Sener, Sistema de Información Energética(SIE). Cifras corregidas para incluir importaciones de GLP importado por particulares.

4 EIA, Petroleum and other liquids data.

5 EIA, Energy Today, 9 de febrero de 2017 para importaciones por gasoducto y estimación propia de importaciones de GNL de 500 millones de pies cúbicos diarios.

6 Jason Bordoff and Tim Boersma, “For Mexico, US could become a new Russia”, CNBC Commentary, 6 de febrero de 2017.