La ambiciosa estrategia de Petróleos Mexicanos (Pemex) para revitalizar su producción mediante alianzas con el sector privado ha mostrado un ritmo considerablemente más lento de lo anticipado. De los diez primeros contratos mixtos contemplados, nueve han sido adjudicados, pero la realidad operativa es que solo cuatro de ellos presentan algún tipo de avance. Lo más preocupante es que, hasta la fecha, ninguno de estos acuerdos ha logrado sumar un solo barril adicional a la plataforma de producción de la empresa estatal.
Este esquema de Proyectos Mixtos, concebido como una pieza clave del Plan Estratégico de Pemex 2025 para revertir la caída en la producción de hidrocarburos durante el presente sexenio, enfrenta un desarrollo pausado. La petrolera mexicana continúa lidiando con el desafío de estabilizar una producción que se mantiene por debajo de las metas establecidas, mientras la implementación de estas alianzas no despega al ritmo esperado.
Avances Operativos Limitados
Según la información proporcionada por Pemex, de los diez campos sometidos al proceso de licitación inicial, nueve ya cuentan con contratos firmados. Sin embargo, la cifra se reduce drásticamente al analizar los avances operativos: solo cuatro campos registran actividad. Estos son Agua Fría, Madrefil-Bellot, Sini-Caparroso y Tamaulipas Constituciones. El reporte financiero trimestral de la paraestatal no ofrece detalles específicos sobre la naturaleza de estos avances, limitándose a mencionar 19 intervenciones operativas, sin aclarar si se trata de perforaciones, reparaciones o trabajos previos a la extracción.
El décimo campo, Cinco Presidentes-Rodador, cuyo potencial incluye crudo ligero y gas asociado, aún permanece sin adjudicar, con la firma del contrato pendiente desde principios de año. La estrategia general contempla el desarrollo de un total de 21 contratos mixtos, pero hasta ahora solo se han presentado diez proyectos para su análisis y eventual aprobación. Los 11 restantes siguen en fase de estudio.
Metas Ambiciosas, Realidad Cautelosa
La cartera de proyectos mixtos abarca campos de petróleo y gas, tanto maduros como nuevos, en diversas geografías: terrestres, aguas someras y profundas. Las actividades requeridas incluyen perforaciones, terminaciones de pozos y reparaciones mayores. La meta de Pemex es que, una vez que los 21 contratos estén plenamente desarrollados, aporten un total de 450,000 barriles diarios de aceite en su punto álgido de producción, proyectado para 2033. Para el presente año, la empresa había pronosticado la incorporación de 90,000 barriles diarios a través de este esquema. No obstante, la entrada en operación de nuevos volúmenes aún no se materializa.
Incluso si solo se concretaran los diez primeros proyectos, la producción potencial rondaría los 200,000 barriles diarios, una cifra que representa menos de la mitad del objetivo planteado para el programa completo. Pemex había declarado en agosto del año pasado que la adjudicación de estos contratos era una herramienta fundamental para robustecer su plataforma de producción, esperando impactos casi inmediatos tanto en la estabilización de la producción base como en la incorporación de volúmenes incrementales.
Detalles de los Proyectos con Avance
Entre los proyectos que ya muestran algún tipo de avance, Agua Fría fue adjudicado a Petrolera Miahuapán, con miras a la extracción de crudo mediano y gas asociado. Madrefil-Bellot, enfocado en crudo ligero y gas asociado, fue asignado al Consorcio 5M del Golfo, firma que también obtuvo el contrato para Sini-Caparroso, con un enfoque similar en crudo ligero y gas asociado. El cuarto proyecto con avances es Tamaulipas Constituciones, adjudicado a Geolis, donde se espera la producción de crudo pesado y gas asociado.
Críticas al Modelo de Contratos Mixtos
Más allá del lento avance operativo, diversos especialistas han señalado que el diseño de los contratos mixtos presenta limitaciones que reducen su atractivo para compañías de mayor envergadura. El esquema estipula que Pemex debe mantener una participación mínima del 40% en cada proyecto. Sin embargo, el socio privado asume el 100% de la inversión de capital y los costos operativos. La recuperación de estas inversiones está sujeta a mecanismos específicos y bajo la supervisión de la Secretaría de Energía (Sener) y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).
Los ingresos generados se administran a través de un fideicomiso. Primero se cubren las obligaciones fiscales, seguido por la recuperación de los costos operativos y, finalmente, se distribuyen las utilidades entre Pemex y el inversionista privado, de acuerdo con sus respectivos porcentajes de participación.
Perspectivas y Cuestionamientos de Expertos
Gonzalo Monroy, socio director de la consultora GMEC, ha expresado que los avances reportados por Pemex corresponden principalmente a la superación de trámites regulatorios y administrativos, y no al inicio efectivo de la producción. "Esto es parte de los procesos que se deben de cumplir, pero que ya estén produciendo de eso todavía no hay nada", señaló. Monroy advirtió que, incluso si la producción llegara a iniciarse, sería en volúmenes minúsculos, lejos de lograr algo sustancial. Estimó que el pico de producción de cada proyecto individual se ubica en alrededor de 32,000 barriles diarios.
El especialista proyectó que los primeros barriles provenientes de estos contratos podrían comenzar a registrarse hacia diciembre. Adicionalmente, Monroy cuestionó que el modelo conserve características similares a los antiguos contratos de servicio, lo que, a su juicio, disminuye su atractivo para las grandes petroleras internacionales. "Son operaciones minúsculas, no vas a ver a nadie (grande), Shell no va venir a hacer una operación o a ver si es un campo que le interesa desarrollar porque esos 6,000 barriles los consigue en cualquier otra parte del mundo", argumentó, refiriéndose a la escala de los proyectos.
La estrategia de contratos mixtos, aunque diseñada para ser un pilar en la recuperación de la producción petrolera mexicana, enfrenta un camino incierto. La lentitud en la adjudicación y, sobre todo, la ausencia de resultados tangibles en términos de producción, plantean serias dudas sobre su efectividad y el cumplimiento de las ambiciosas metas establecidas por Pemex para el cierre del sexenio.