Pemex firma primeros contratos mixtos con empresas privadas para revertir la caída de la producción

Pemex firmó esta semana su primer lote de contratos mixtos con empresas privadas, otorgando por primera vez a operadores externos una participación en campos maduros mexicanos de petróleo y gas, bajo el marco contractual creado por la reforma energética de la presidenta Claudia Sheinbaum. La medida, que Sheinbaum destacó en su informe de Gobierno ante el Congreso el 1 de septiembre, marca el viraje más pronunciado hasta ahora frente al nacionalismo de recursos que definió la gestión de su predecesor, y devuelve el capital privado al trabajo upstream mexicano que había estado efectivamente vedado.

La empresa estatal reportó 11 acuerdos firmados en la ronda inicial, el primer tramo de un plan de 21 contratos que prevé cerrar antes de que termine 2025. Pemex asegura que el conjunto completo podría sumar hasta 450,000 barriles por día de producción máxima de crudo para 2033. Esa es la cifra que hay que seguir. Todo lo demás en esta historia gira en torno a si Pemex puede realmente llegar a esa meta.

Qué son los contratos, y qué no son

Estos no son los contratos de utilidad compartida ni los de licencia de la reforma de 2013-2014 que Andres Manuel Lopez Obrador pasó seis años desmantelando. Los nuevos instrumentos llevan la denominación de contratos de "desarrollo mixto", y el diseño es deliberado: Pemex conserva una participación de control en cada campo mientras un socio privado aporta dinero, taladros y asistencia técnica. En las primeras adjudicaciones, Pemex retuvo participaciones de entre aproximadamente el 46% y el 84%, dependiendo del bloque. El Estado sigue siendo el dueño mayoritario. La empresa privada asume una buena parte del costo y del riesgo a cambio de una participación en la producción y en el flujo de caja.

Esa estructura es el precio político del acuerdo. Sheinbaum heredó una empresa que Lopez Obrador había aislado de los operadores privados, y ha tenido que hallar el equilibrio justo: atraer la inversión que Pemex no puede financiar por sí sola sin conceder que el Estado no debe llevar las riendas. Los contratos mixtos son la forma en que cuadró el círculo. Pemex manda; los socios pagan.

Quiénes firmaron y qué campos

Las primeras adjudicaciones sometidas a licitación competitiva fueron para un grupo de empresas mexicanas de servicios y exploración, y no para las grandes petroleras internacionales. Entre los ganadores designados se encuentran CESIGSA, Geolis, Consorcio Petrolero 5M del Golfo y Petrolera Miahuapan. Los campos son terrestres y convencionales, distribuidos en las cuencas maduras que han sostenido la producción mexicana durante generaciones: Tampico-Misantla, Burgos, Veracruz-Puebla y Tabasco.

• Tamaulipas-Constituciones, en la cuenca de Tampico-Misantla, contiene aproximadamente 125 millones de barriles de reservas de petróleo pesado, más unos 144 mil millones de pies cúbicos de gas.
• Cuervito, en la cuenca de gas de Burgos, cuenta con alrededor de 280 mil millones de pies cúbicos de gas.
• Sini-Caparroso se ubica en la cuenca de Veracruz-Puebla.
• Agua Fria y Tupilco Terciario están ambos en Tabasco.

Que los primeros ganadores sean empresas nacionales de servicios y exploración y no las grandes internacionales es en sí mismo parte de la historia. Pemex no logró atraer a los grandes operadores globales a estos bloques iniciales, una señal de cuánto pesan todavía los términos y el riesgo de contraparte en el interés externo. Es capital mexicano, por ahora, apostando a que el esquema es real y que vale la pena ofertar por él.

Los bonos de firma de la primera ronda competitiva ascendieron a unos 49.5 millones de dólares, cifra que Pemex describió como la mayor participación del flujo de caja ofrecida entre los acuerdos iniciales. Pemex ha dicho que espera que la iniciativa más amplia, en todos los 11 acuerdos firmados, genere del orden de 8 mil millones de dólares.

Los números de producción son ajustados

Aquí es donde la confianza y la aritmética divergen. Se espera que los 11 contratos firmados hasta ahora sumen aproximadamente 70,000 barriles por día de crudo y alrededor de 610 millones de pies cúbicos por día de gas natural. Es un incremento útil, pero una fracción del pico de 450,000 b/d que el programa completo de 21 contratos debería generar para 2033, y una fracción aún menor de la meta declarada del gobierno de elevar de nuevo la producción nacional a 1.8 millones de barriles por día.

La producción de crudo mexicano lleva dos décadas de caída, desde un máximo de más de 3.4 millones de b/d en 2004 hasta alrededor de 1.6 millones de b/d en la actualidad. Revertir esa curva con campos terrestres y convencionales que se dejaron de lado por una razón es un desafío de gran calado. No son descubrimientos nuevos. Son yacimientos conocidos, muchos de ellos agotados o con crudo pesado, que Pemex no pudo financiar o no pudo operar eficientemente por su cuenta. La apuesta es que los operadores privados puedan extraerles más, más rápido y a menor costo. Eso es plausible para algunos bloques y optimista para otros.

Por qué Pemex necesita esto ahora

El contexto financiero explica la urgencia. Pemex carga con cerca de 100 mil millones de dólares en deuda financiera, la mayor de cualquier petrolera del mundo, más aproximadamente 22 mil millones de dólares en obligaciones vencidas con contratistas y proveedores. No puede volver a los 1.8 millones de b/d por la vía del gasto, y el presupuesto federal solo puede respaldar hasta cierto punto. Los contratos mixtos son una vía para llevar capital y equipo a los campos sin agregar directamente al acervo de deuda, y manteniendo los barriles y la óptica política bajo control estatal.

El director general, Victor Rodriguez Padilla, enmarcó las adjudicaciones como una estrategia para atraer inversión privada y capacidad técnica para la producción terrestre convencional. Esa es la versión honesta del planteamiento. Pemex no está abriendo las aguas profundas ni el shale; está tratando de exprimir más los campos que ya posee, con alguien más ayudando a financiar el trabajo.

Qué vigilar a continuación

Pemex afirma que un segundo grupo de adjudicaciones bajo el mismo esquema ya se está formalizando, con cierre esperado antes de fin de año, que es la manera en que pretende pasar de los 11 acuerdos a 21. Las preguntas que decidirán si esto funciona no tienen que ver con la ceremonia de firma. Tienen que ver con la ejecución: si las empresas mexicanas más pequeñas que ganen estos bloques tienen los balances y las cuadrillas para aumentar la producción según lo previsto; si las participaciones estatales del 46% al 84% dejan a los socios suficiente potencial de ganancia para seguir invirtiendo; y si Pemex paga sus cuentas a los contratistas que ya trabajan en sus campos.

La cifra de 450,000 b/d es una meta para 2033 construida sobre 21 contratos, la mayoría de los cuales aún no se firman, y que estarían a cargo de empresas que en varios casos no tienen experiencia comprobada a esta escala. Es una dirección creíble y una ruptura genuina con la postura de la administración anterior. Aún no es producción. Los barriles contarán la historia real, y los primeros todavía están a un par de años de distancia.