Contratos mixtos de Pemex con el sector privado habrían “fracasado”, encareciendo hasta un 35% la rehabilitación de pozos y frenando la estrategia energética de Sheinbaum

Petróleos Mexicanos (Pemex) atraviesa un momento clave en su estrategia energética. Con el objetivo de frenar la caída en la producción de hidrocarburos y sostener la soberanía energética proyectada para el sexenio de la presidenta Claudia Sheinbaum, la empresa estatal apostó fuertemente por los denominados contratos mixtos.

Sin embargo, de acuerdo con un reporte publicado por Reforma, este esquema muestra serias señales de estancamiento al no lograr despertar el interés de los grandes jugadores de la industria energética internacional.

El modelo buscaba atraer capital privado sin ceder el control del Estado, pero en la práctica enfrenta severos obstáculos financieros y operativos.

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Entre cancelaciones de proyectos clave y altos costos de mantenimiento, la estrategia plantea serias dudas sobre su capacidad para aportar el volumen de petróleo que el país necesita.

¿Qué son los contratos mixtos de Pemex y cómo funcionan?

Los contratos mixtos son esquemas de alianza donde Pemex conserva la titularidad de las asignaciones petroleras, mientras que empresas privadas aportan el capital, la ingeniería, la tecnología y el mantenimiento.

A diferencia de las licitaciones abiertas del pasado (como las rondas petroleras):

• La inversión privada está topada o restringida. En proyectos como Tamaulipas Constituciones y Sini-Caparroso, la participación de las empresas privadas es menor al 20%. En otros campos como Agua Fría y Cuervito, no alcanza el 50%.
• El mecanismo de pago para las empresas privadas se realiza mediante una tarifa vinculada al volumen de crudo y gas que logren recuperar, o mediante esquemas como pagarés.
• La empresa privada asume todo el riesgo operativo de la intervención y rehabilitación de los pozos.

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¿Por qué las grandes empresas petroleras no quieren invertir en estos contratos?

Especialistas del sector señalan que el diseño actual de los contratos limita los incentivos financieros e introduce incertidumbre sobre el retorno de inversión.

Javier Estrada, director de la consultora Analítica Energética, explica que la baja participación permitida a los privados reduce el atractivo del modelo. Además, advierte sobre la estructura de pagos: los posibles retrasos en esquemas como pagarés terminan afectando la rentabilidad de las compañías.

El ejemplo más claro de este desinterés fue la cancelación del contrato mixto para el campo Nobilis-Maximino, una zona de aguas profundas que era considerada la joya de la corona dentro de los 21 proyectos prioritarios de Pemex.

La falta de condiciones atractivas impidió concretar la llegada de capital especializado para esa área.

¿Por qué le cuesta más dinero a Pemex rehabilitar estos pozos?

Para intentar elevar la producción a corto plazo, Pemex adjudicó cuatro contratos enfocados en la rehabilitación de más de 500 pozos distribuidos en Tabasco, Veracruz y Tamaulipas:

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1. Macuspana-Muspac: Adjudicado al consorcio SCJ Constructora, Trident OGX y BHDC.
2. Poza Rica-Altamira: Otorgado a Grupo Vordcab y Suministros Marinos e Industriales de México.
3. Samaría-Luna: Entregado al grupo Apoyo Técnico Operativo Aniqpac, Ingeniería y Servicios a Pozos.
4. Bellota-Jujo: Ganado por la empresa Dowell Schlumberger.

En estos fallos, Pemex acordó pagar a los operadores una tarifa de entre 21.33 y 27.17 dólares por barril extraído.

Francisco Barnés de Castro, director de Cifra2 Consultoría, señaló que este precio resulta sumamente atractivo para las empresas contratistas, pues supera con creces el costo real de intervención de un pozo. Por su parte, Gonzalo Monroy, director de la firma GMEC, detalló que este esquema es en realidad un contrato de servicios que, bajo condiciones financieras idóneas, Pemex podría ejecutar directamente a un costo mucho menor.

En términos globales, recurrir a este modelo le costará a Pemex hasta un 35% más que si realizara las obras por su cuenta.

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¿Cuánto petróleo aportarán realmente estos proyectos?

A pesar del alto costo financiero que representan para la petrolera estatal, el impacto en la producción total será limitado.

Analistas del sector calculan que, en el mejor de los escenarios, la rehabilitación de estos más de 500 pozos aportará entre 12,000 y 20,000 barriles diarios de crudo. Esta cifra resulta insuficiente para revertir la tendencia a la baja en la producción nacional o para lograr un cambio significativo en el balance energético del país.

¿Qué diferencia a este modelo de proyectos pasados como el campo Zama?

La diferencia radica en el tipo de contrato y la relación con los operadores privados. En esquemas anteriores derivados de las rondas petroleras, empresas internacionales asumían bloques completos con mayor autonomía.

Un caso icónico citado por analistas es el campo Zama, descubierto por la empresa Talos Energy. Aunque atrajo importante capital privado internacional, hasta la fecha no ha producido un solo barril de petróleo debido a los desacuerdos y trabas operativas surgidos tras la decisión de Pemex de asumir la operatividad del yacimiento.

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Esta clase de antecedentes, sumada a las reglas actuales de los contratos mixtos, mantiene con cautela a los inversionistas internacionales en el inicio de la administración de Claudia Sheinbaum.