Pemex adjudicó cinco contratos mixtos, pero el apetito privado luce tibio ante su fragilidad financiera. Sin confianza ni reglas atractivas, la producción prometida corre riesgo de quedarse en el papel.
Pemex presume que ya adjudicó cinco de sus 11 contratos mixtos como si hubiera encendido la turbina de un nuevo ciclo petrolero. En el papel, los campos suenan prometedores: Tamaulipas Constituciones, Sini-Caparroso, Cuervito, Agua Fría y Tupilco Terciario, todos viejos conocidos de la empresa, ahora bajo esquemas donde el privado pone el dinero y Pemex se queda con participaciones que van de 46% a 84%.
Sobre el papel, las cifras entusiasman: decenas de millones de barriles de crudo y decenas de miles de millones de pies cúbicos de gas repartidos en horizontes de hasta 20 años. En un país que importa alrededor de 70% del gas que consume desde Estados Unidos, vía gasoductos, cualquier volumen adicional parecería oro molido. Pero el diablo no está en los recursos… sino en las condiciones.
Primero, el impacto real en la producción. El gobierno ha prometido llevar los hidrocarburos líquidos a 1.8 millones de barriles diarios hacia el final del sexenio. Con la producción actual cerca de 1.6 millones y una tendencia marcada por declinación de campos maduros, estos contratos deberían ser palanca central, no simple accesorio. La pregunta incómoda es: ¿cinco contratos adjudicados de 11 son realmente el despegue esperado… o apenas una señal de que el apetito privado es mucho menor al calculado?
Si de verdad hubiera confianza plena en la solvencia y gobernanza de Pemex, los postores se pelearían por entrar a campos ya conocidos, con información geológica abundante y reservas probadas. Pero los números que miran los consejos de administración cuentan otra historia: casi 100 mil millones de dólares de deuda financiera y cerca de 23–25 mil millones de dólares en adeudos con proveedores acumulados hacia 2024–2025. Es decir, un operador que lleva años usando a su cadena de suministro como línea de crédito forzada… y ahora les pide, además, que compartan riesgo de largo plazo.
Ahí se enciende la alarma para muchas empresas. No solo por el tamaño del pasivo, sino por la calidad de la relación: pagos tardíos, esquemas de factoraje de emergencia, incertidumbre sobre el calendario real de cobranzas. Cuando el contratista sabe que puede tardar meses en ver un peso, el “riesgo país Pemex” se traduce en tasas más altas, menos disposición a invertir capital propio y, en muchos casos, en decidir que es mejor llevar equipos y know-how a otras jurisdicciones.
El diseño de los contratos tampoco ayuda del todo. Pemex mantiene participaciones mayoritarias —hasta 84% en algunos casos— y un control operativo fuerte. Para la narrativa política suena impecable: la nación conserva la renta. Para el Excel de un inversionista, es una ecuación en la que pone el 100% de la inversión inicial, asume buena parte del riesgo operativo y, al final, su retorno pasa por un socio que arrastra la peor calificación crediticia entre las petroleras estatales de su tamaño.
En términos de producción, el riesgo es evidente: si el interés privado sigue tibio, la ejecución se retrasará. Esos millones de barriles y pies cúbicos de gas proyectados a 20 años pueden quedarse en el papel mientras los pozos esperan workovers, compresores o nuevas perforaciones. Y en el caso del gas, México seguirá atado al flujo de ductos texanos y a la volatilidad del Henry Hub, justo cuando debería estar usando cada molécula propia para apuntalar su seguridad energética.
Pemex insiste en que estos contratos forman parte de una estrategia para “complementar capacidades técnicas y financieras”. La realidad es menos amable: para muchas empresas, entrar hoy a un contrato mixto con la petrolera se parece más a un acto de fe que a una decisión de negocio. Y la producción —esa que se promete en conferencias y planes estratégicos— no se paga con fe, sino con taladros, capital y reglas claras.
