La petrolera estatal firma 11 contratos mixtos en 2025 y busca sumar 450,000 barriles diarios de crudo para 2033, mientras enfrenta una deuda récord de 122,000 millones de dólares.
Petróleos Mexicanos (Pemex) dio un paso clave en su estrategia para revivir la caída producción de hidrocarburos al formalizar los primeros 11 contratos de desarrollo mixto con empresas privadas, un modelo impulsado por la reciente reforma energética. La medida, anunciada en el primer informe de gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum, marca el inicio de una alianza público-privada que busca inyectar 8,000 millones de dólares en inversiones y aumentar la extracción de petróleo en un contexto de deuda histórica y declive operativo.
Una apuesta por recuperar la producción perdida
Según el documento presentado al Congreso, Pemex planea cerrar 21 acuerdos de este tipo antes de finalizar 2025, con el objetivo de sumar 450,000 barriles diarios (bpd) de crudo para 2033 —una cifra equivalente a casi 30% de la producción actual (1.6 millones de bpd, incluyendo condensados). Los primeros contratos, suscritos con socios nacionales y extranjeros, ya prometen aportar 70,000 bpd de petróleo y 610 millones de pies cúbicos diarios de gas, recursos críticos para reducir la dependencia de importaciones y estabilizar el mercado interno.
La estatal también avanza en la segunda fase de asignaciones, cuyo cierre se prevé en los próximos meses. Este esquema, conocido como desarrollo mixto, permite a Pemex compartir riesgos y costos con actores privados, a cambio de un porcentaje de la producción. La fórmula busca compensar la falta de inversión crónica en exploración y extracción, que ha llevado a la empresa a operar con tecnología obsoleta y pozos en declive.
Un rescate financiero bajo presión
La urgencia de estos contratos no es casual: Pemex arrastra una deuda financiera de 100,000 millones de dólares —la más alta entre las petroleras del mundo— y adeudos con contratistas y proveedores por 22,000 millones adicionales, según cifras oficiales. La situación ha limitado su capacidad para modernizar infraestructura o explorar nuevos yacimientos, agravando la caída en la producción: en la última década, México pasó de extraer 3 millones de bpd a menos de la mitad.
Para revertir este escenario, la administración de Sheinbaum presentó un plan estratégico a 10 años que combina:
- Inversión privada: Atraer capital externo para proyectos de alto riesgo, como campos maduros o aguas profundas.
- Aumento de reservas: Identificar y explotar nuevos yacimientos, especialmente en la Cuenca del Sureste (Tabasco y Campeche).
- Meta de producción: Llevar la extracción nacional a 1.8 millones de bpd, un nivel no visto desde 2019.
¿Por qué importa este giro?
El modelo de contratos mixtos representa un cambio de rumbo tras años de políticas que priorizaron el control estatal sobre la eficiencia. Aunque la reforma energética de 2013 abrió la puerta a la participación privada, su implementación fue lenta y limitada. Ahora, con una crisis fiscal aguda (Pemex es la empresa que más contribuye a las arcas públicas, pero también la más endeudada), el gobierno apuesta por este esquema como salvavidas económico.
No obstante, el éxito dependerá de factores clave:
- Atractivo para inversores: La rentabilidad de los proyectos debe competir con otras regiones, como Guyana o Brasil, donde los costos de extracción son menores.
- Estabilidad regulatoria: Evitar cambios abruptos en las reglas del juego, algo que ha ahuyentado capital en el pasado.
- Transparencia: Garantizar que los contratos beneficien al país y no repitan errores de corrupción o sobrecostos, como ocurrió con algunos proyectos durante sexenios anteriores.
Contexto: ¿Qué son los contratos mixtos?
A diferencia de los contratos de servicios integrales (donde las empresas privadas recibían un pago fijo por barril extraído), este nuevo modelo permite a los socios compartir ganancias y riesgos con Pemex. La estatal mantiene la propiedad del petróleo, pero los privados obtienen un porcentaje de la producción como retorno de su inversión. Es un esquema similar al usado en países como Noruega o Colombia, donde ha demostrado ser efectivo para revitalizar campos en declive.
El reto de equilibrar soberanía y pragmatismo
Mientras Pemex avanza en estas alianzas, persiste el debate sobre hasta dónde debe ceder el Estado el control de sus recursos. Para el gobierno, la prioridad es detener el colapso productivo y reducir la carga fiscal que representa la petrolera (sus pérdidas en 2023 superaron los 80,000 millones de pesos). Para los críticos, el riesgo es que México repita la experiencia de los 90, cuando la apertura petrolera no se tradujo en beneficios tangibles para la población.
Lo cierto es que, con o sin privados, el margen de error es mínimo: el 70% de los ingresos por exportación de Pemex provienen del crudo, y su declive amenaza no solo a la empresa, sino a la estabilidad macroeconómica del país. Los próximos meses serán clave para saber si esta estrategia logra frenar la hemorragia o si, por el contrario, se queda en un parche temporal.
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