La fórmula para que el Plan Estratégico de Pemex tenga éxito es traer más socios privados; sin embargo, la renegociación del T-MEC, la pérdida de autonomía del Poder Judicial, las modificaciones a la Ley de Amparo y los retos operativos de la empresa generan incertidumbre entre los potenciales inversionistas, aseguró Rosanety Barrios Beltrán, consultora independiente en política y regulación energética.
«Desde el punto de vista financiero, Pemex tiene una mejor posición, pero se complica la parte operativa. Además, hay temas que van más allá del energético, como la renegociación del T-MEC y la pérdida de autonomía de Poder Judicial que generan incertidumbre en los inversionistas», expresó Barrios Beltrán en entrevista ayer.
- Con las emisiones de bonos que realizó la Secretaría de Hacienda esta semana, Pemex tiene los recursos necesarios que le permiten mejorar su posición financiera para cumplir con sus obligaciones, afirmó la especialista.
- Explicó que la petrolera requería de 50 mil millones de dólares, de los cuales 30 mil millones son para cubrir su deuda de largo plazo que vencía este año y en 2026, y otros 20 mil millones para sus pasivos con proveedores.
- Estos recursos ya los obtuvo a través de las Notas Pre-Capitalizadas por 12 mil millones de dólares, emisiones de deuda por 14 mil millones, transferencias del Gobierno federal por 13 mil 500 millones y recursos del fondo de Banobras por otros 13 mil 500 millones.
Sin embargo, en medio de una producción petrolera a la baja y pérdidas en refinación, así como la deuda con proveedores, surgen dudas sobre si tendrá recursos para hacer frente a sus compromisos financieros a partir de 2027, expuso la consultora.
La inversión privada es crucial para la exploración y producción de hidrocarburos, lo cual reconoce Hacienda en el Paquete Económico 2026 que presentó ante el Congreso donde destaca que el Plan de Pemex 2025-2035 contempla más de 20 proyectos de exploración y producción con capital privado.
«No obstante, Pemex enfrenta retos en producción porque ya no hay yacimientos petroleros y de gas de fácil acceso, y la exploración se centra en aguas profundas y lutitas.
- «En aguas profundas el panorama se ve muerto, porque son inversiones muy elevadas y con alto nivel de riesgo y para ello se requiere operadores grandes como BP, Shell, Chevron, que ya estuvieron en México y no volverán», aseguró Barrios Beltrán.
- Mientras tanto, en lutitas, es decir, yacimientos de baja permeabilidad, aunque Pemex quiere incursionar y podría haber interés de operadores más pequeños como Jaguar, aún no se han concretado contratos, abundó.
«Seguimos a la espera de conocer si habrá interés de las empresas, pero la producción no es inmediata, se requiere explorar, y aunque en lutitas los tiempos de producción son más cortos que aguas profundas eso tardará, lo que implica que no se ve cómo la producción deje de caer», expuso.
- En cuanto a los contratos mixtos propuestos, aseguró que a pesar de que en el Informe de Gobierno se dijo que ya se habían firmado 11, hasta ahora no se conoce alguno.
- Esos contratos mixtos deberán ser «extraordinariamente atractivos» para superar la incertidumbre de los inversionistas, afirmó.
- En cuanto a refinación, agregó, se requieren fuertes inversiones para modernizar las plantas, sobre todo la de Salina Cruz y Tula.
«Las refinerías de Pemex, aunque operan mejor que antes, siguen generando pérdidas. Para que dejen de perder se necesitan equipos costosos, sobre todo en Tula y Salina Cruz, pero no hay claridad sobre la fuente de financiamiento para estos equipos.
- «No se prevé la participación de socios privados en la refinación debido a que el tope de los precios de gasolina impiden la rentabilidad», manifestó la especialista.
Pemex no atrae a las internacionales
El proceso sobre los contratos mixtos de la empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) con compañías privadas, un nuevo modelo de inversión conjunta, carece de transparencia, según analistas consultados por Bloomberg Línea.
- El plan estratégico 2025-2035 de la empresa mexicana persigue la firma de 21 contratos mixtos con empresas privadas para desarrollar activos y obtener inversiones por US$17.300 millones hacia 2030 con el fin de aliviar sus presiones financieras, luego de una sequía de seis años durante el sexenio del expresidente Andrés Manuel López Obrador, quien se opuso expresamente a las inversiones privadas en el sector petrolero.
- Claudia Sheinbaum, presidenta de México, ha suavizado la política energética implementada por su compañero político y predecesor, pero con nuevas reglas legales que priorizan a la petrolera dirigida por Víctor Rodríguez Padilla para lograr una meta de producción de 1,8 millones de barriles diarios hacia 2030, de los cuales, 327.000 barriles vendrían de los proyectos de desarrollo mixtos.
El primer informe de Gobierno de la mandataria incluso reveló que Pemex concretó la firma de los primeros 11 contratos mixtos, pero sin detallarlas empresas firmantes ni los activos involucrados.
“Traemos a Pemex para que pueda explicar en dónde se están trabajando en contratos mixtos”, respondió la mandataria el10 de septiembre a la pregunta de Bloomberg Línea durante su conferencia de prensa en Palacio Nacional en la Ciudad de México.
Proceso sin transparencia
- El modelo de contratos mixtos surge de una profunda reforma energética a la Constitución mexicana para darle prevalencia a Pemex sobre compañías privadas, luego de la apertura del sector en 2013 que permitió la licitación de más de 100 bloques petroleros a empresas y tres asociaciones, conocidas en la industria como farmouts con la compañía estatal.
Pero la producción privada derivada de los contratos y asociaciones con Pemex que oscila los 100.000 barriles diarios incumplió la meta del Gobierno mexicano de 280.000 barriles hacia 2024.
- Oscar Ocampo, director de desarrollo económico en el Instituto Mexicano Para la Competitividad (IMCO) considera no hay ningún incentivo para que Pemex sea transparente, mientras los contribuyentes y potenciales inversionistas están “en el limbo” ante los retrasos en la publicación del Reglamento de la Ley del Sector de Hidrocarburos, prevista para el 15 de septiembre.
“Si ya los tienes confirmados, ¿por qué no los anuncia? Políticamente vende. Si no los han anunciado, con alta probabilidad es que todavía no están listos esos contratos”, dijo.
- Una de las razones detrás de los retrasos, según Ocampo, es la falta de atractivo de los modelos de contrato, particularmente la recuperación de costos de 30%, mientras que el modelo previo reconocía hasta 60%, incluso algunas voces han señalado que el porcentaje podía subir por encima del100%. Para 2026, Pemex espera una producción de los contratos mixtos de 92.000 barriles diarios con una inversión de US$920 millones.
El proceso de asignación directa que emplea Pemex en los contratos mixtos contraviene las mejores prácticas porque se utiliza como un mecanismo excepcional frente a una licitación pública que tendría que serla norma, como ocurría con las subastas de bloques petroleros, pero la Ley de Pemex le otorga esa facultad, señaló el director de la consultora energética GMEC, Gonzalo Monroy.
- Aunque el modelo de contratos mixtos tiene aspectos positivos como el que Pemex no sea operador de los activos y que mantenga una participación accionaria de al menos 40%, luego del polémico proceso con Talos Energy en el campo Zama, estos se vienen abajo cuando la producción de los contratos tendrá que ser comercializada por Pemex y sus adeudos multimillonarios a contratistas, agregó el exfuncionario de la Secretaría de Energía.
Esto es importante en el contexto de Hokchi Energy porque Pemex no le ha pagado”, señaló el analista. Ramsés Pech, director de la consultora Caraiva y Asociados, dijo que el proceso de los contratos es interno y la empresa estatal tiene la facultad de no hacerlo público bajo la autorización de la Secretaría de Energía (Sener). Basado en una supuesta presentación de Pemex que compartió con Bloomberg Línea, el analista prevé que la suscripción de los primeros seis contratos ocurra hacia el 25 de septiembre.
- La petrolera enfrenta adeudos con proveedores y contratistas porUS$22.800 millones al segundo trimestre de 2025, según su reporte financiero más reciente, mientras el CEO de Pemex ha reiterado la promesa de que cubrirán sus adeudos.
- Pese a los impagos, empresas como Grupo Carso, propiedad del magnate mexicano Carlos Slim Helú, ha manifestado su interés de participar en los contratos mixtos de Pemex.
La necesidad de dinero fresco apremia a Pemex ante su abultada deuda financiera de US$98.800 millones.
- El Gobierno ha implementado un profundo rescate con apoyos que suman US$50.000 millones para cubrir sus vencimientos de deuda y pagos de créditos bancarios, su objetivo es que Pemex pueda empezar a cubrirlos por sí sola a partir de 2027.
Las agencias Moody’s y Fitch Ratings reaccionaron casi inmediatamente al rescate y mejoraron la nota crediticia de Pemex, pero Moody’s advierte que no será suficiente para lograr el objetivo de que a partir de 2027 la petrolera pueda hacer frente de sus obligaciones sin el apoyo gubernamental.
Retiraran contratos de exploración y extracción otorgados a privados
El nuevo Reglamento de la Ley de Hidrocarburos abre la puerta a un cambio en la estructura del sector energético mexicano. En sus artículos transitorios, se incluye una disposición que permite a la Secretaría de Energía (Sener) y a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) retirar contratos de exploración y extracción otorgados a privados durante el sexenio de Enrique Peña Nieto, para convertirlos en asignaciones directas a Pemex.
La medida, contemplada en el artículo vigésimo quinto transitorio, plantea que ambas dependencias podrán emitir disposiciones administrativas que permitan sustituir la modalidad de los contratos, siempre que ello “represente mejores condiciones para el Estado mexicano, incremente la renta petrolera o fortalezca a la empresa pública del Estado”, según establece el documento oficial.
Este cambio normativo representa, en los hechos, la posibilidad de recentralizar el control de los recursos energéticos, al facultar al gobierno para reasumir áreas adjudicadas a empresas privadas bajo la figura de contratos derivados de las rondas petroleras. Dichas rondas, impulsadas tras la reforma energética de 2013, marcaron el inicio de la apertura del sector.
El riesgo de discrecionalidad en manos del Estado
Entre 2016 y 2018, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) organizó tres rondas petroleras en las que se adjudicaron 106 contratos: 37 en la primera, 50 en la segunda, 16 en la tercera y tres bajo esquemas de asociación. Actualmente permanecen vigentes 103 contratos, con una inversión acumulada de 18,968 millones de pesos provenientes de 73 empresas de 20 países.
- Los campos involucrados incluyen áreas emblemáticas como Zama, Hokchi, Ichalkil y Pokoch, donde se concentran los mayores descubrimientos y proyectos riesgo de la participación privada en hidrocarburos.
- Ahora, el artículo transitorio del nuevo Reglamento de la Ley de Hidrocarburos señala que la sustitución de contratos podría realizarse tras una “evaluación técnica, económica y jurídica” que determine la viabilidad del cambio, con base en las leyes aplicables y bajo el principio de beneficio para el Estado.
La Secretaría de Energía y de Hacienda y Crédito Público, en el ámbito de sus competencias y de manera conjunta, pueden emitir disposiciones de carácter general que establezcan los lineamientos y procedimientos aplicables para que, previa evaluación técnica, económica y jurídica, se determine la viabilidad de sustituir la modalidad de Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos por la de Asignación, siempre que ello represente mejores condiciones para el Estado mexicano, incremente la renta petrolera o fortalezca a la empresa pública del Estado
Artículo 25 transitorio del Reglamento de Hidrocarburos
Para algunos especialistas, la redacción abre una ventana para que las dependencias tomen decisiones unilaterales, sin consulta o consentimiento de los privados. Ramsés Pech, socio de Grupo Caravia, advirtió que la Sener tiene la posibilidad de hacer una evaluación administrativa a cada uno de los contratos que se tienen vigentes actualmente y que pudieron no haber cumplido con su plan exploratorio.
“Si alguno no cumplió, esa área puede pasar de nuevo a Pemex como una asignación”, apuntó Pech. Según el especialista, el riesgo radica en la discrecionalidad con que se podrían interpretar los criterios de incumplimiento, especialmente en un entorno donde las autoridades buscan fortalecer la producción de la empresa estatal.
- De acuerdo con Pech, las áreas susceptibles de migrar serían aquellas en las que las autoridades demuestren que el privado no cumplió con el plan de desarrollo exploratorio ni con las inversiones comprometidas.
En ese caso, el argumento sería que el cambio beneficiaría al Estado al incrementar la producción.
- Gonzalo Monroy, consultor en temas energéticos, coincidió en la Sener y Hacienda tendrán la facultad de cancelar los contratos para pasarlos a asignaciones con Pemex y obligarlos a ser socios de la empresa estatal.
- “Lo que tienen las diversas empresas (de asignaciones), les pueden meter a Pemex como socio de manera unilateral, sin un mayor procedimiento o desahogo de pruebas más que el interés de la nación”, apuntó.
La industria ve una oportunidad más que una amenaza
Este potencial giro representa un desafío para las compañías que aún mantienen proyectos activos bajo los contratos de las rondas. Muchas de ellas —nacionales y extranjeras— apostaron por la apertura energética con compromisos de inversión de largo plazo, sujetos a marcos regulatorios estables.
- Sin embargo, no todos en la industria comparten la percepción de riesgo. La Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), que agrupa a las petroleras privadas, aseguró que la nueva disposición no debe interpretarse como una amenaza de expropiación.
“Entiendo que si lees ese transitorio se puede ver como sensacionalista, pero la industria no está preocupada; el marco normativo no se debe tomar cláusula por cláusula, sino de manera integral toda la regulación”, afirmó Merlín Cochran, director general de la Amexhi, durante su participación en el 15º Congreso Conjunto de Asociaciones de Energía.
- Cochran agregó que el artículo puede incluso representar una alternativa para empresas que enfrentan condiciones contractuales poco rentables. “Si esos contratistas quisieran tomar –en un tema de voluntad de partes– la posibilidad de irse a contrato mixto con Pemex y mejorar su régimen fiscal, derivado de eso se mejoraría la viabilidad económica de ese contrato bajo un nuevo modelo”, explicó. «En realidad es una cláusula que habilita algo nuevo para quien lo quiera tomar, no se ve como expropiación”, añadió.
En ese sentido, la disposición podría abrir una vía de colaboración, más que de conflicto, entre el Estado y los operadores privados, siempre que los procesos se realicen con transparencia y bajo acuerdos mutuos.
- Un exintegrante de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos, que habló bajo condición de anonimato, consideró que la medida podría representar una ventana de oportunidad para aquellas empresas que tenían asignaciones mal evaluadas o económicamente inviables. Según el especialista, ahora podrían buscar asociarse con Pemex para desarrollar el proyecto, en lugar de abandonarlo.
No obstante, el equilibrio entre oportunidad y control dependerá del uso que el gobierno dé a estas nuevas facultades. Si las decisiones se perciben como un intento de recuperar discrecionalmente el control del sector podría debilitarse la confianza de inversionistas extranjeros en la política energética mexicana, advierten expertos./ PUNTOporPUNTO
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