PEMEX Contratos y Privados · Análisis legal
AI Regula Solutions · México · Corte documental: 2 de noviembre de 2026
Los contratos mixtos de PEMEX permiten desarrollar proyectos de exploración y extracción con participantes privados, sin transferirles la titularidad de la asignación petrolera. La empresa pública conserva ese derecho y debe mantener al menos 40% de participación contractual. El resto de la estructura —financiamiento, operación, recuperación de costos, remuneración y riesgos— depende de la ley y de las condiciones concretas de cada contrato. [2]
Por qué el contrato importa más que el anuncio
Que Petróleos Mexicanos anuncie una asociación privada no significa que el socio haya comenzado a perforar, que los recursos estén desembolsados ni que exista nueva producción comercial. Entre una selección empresarial y el primer ingreso generado por un pozo pueden transcurrir decisiones técnicas, autorizaciones regulatorias, inversiones y contingencias que transforman la rentabilidad prevista.
El verdadero cambio introducido por el régimen de 2025 no consiste simplemente en permitir la contratación de particulares. PEMEX ya podía adquirir servicios, contratar obras y participar en determinados esquemas de asociación. La diferencia del desarrollo mixto reside en la existencia de una asignación conservada por la empresa pública y un contrato específico que organiza la participación económica, operativa y financiera de terceros.
Para un inversionista, la pregunta no es únicamente cuánto porcentaje recibe. Debe conocer qué capital aportará, cuáles costos podrá recuperar, qué decisiones podrá tomar y qué ocurrirá si la producción resulta inferior a la prevista. Para un banco importa la certeza de los flujos y de las garantías. Para un proveedor, importa saber quién está obligado a pagarle.
El inventario de empresas y proyectos se desarrolla en la investigación de contratos de PEMEX con privados en 2026 . Aquí el enfoque es distinto: explicar las reglas jurídicas que determinan si esos proyectos pueden ejecutarse y producir resultados económicos.
La asignación, el contrato y los hidrocarburos son derechos diferentes
Los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución establecen la arquitectura pública de las actividades estratégicas del sector petrolero. Los hidrocarburos existentes en el subsuelo pertenecen a la Nación. Esa propiedad no se convierte en un activo privado porque una compañía financie un campo o participe en su resultado económico. [1]
La Ley del Sector Hidrocarburos distingue las Asignaciones para Desarrollo Propio, mediante las cuales PEMEX desarrolla las actividades bajo su esquema correspondiente, de las Asignaciones para Desarrollo Mixto, que permiten complementar sus capacidades técnicas, operativas, financieras o de ejecución con una o más personas participantes.
El artículo 24 contiene una restricción central: PEMEX conserva el derecho exclusivo sobre la asignación y no puede transferirlo, cederlo ni otorgarlo a terceros. Lo que obtiene el participante es una posición contractual con derechos y obligaciones definidos. Esa posición no equivale a convertirse en titular de la asignación ni en propietario de los hidrocarburos que permanecen en el subsuelo. [2]
Tampoco debe confundirse la participación económica con la propiedad de instalaciones. Los derechos sobre maquinaria, tuberías, equipos y activos desarrollados, así como su destino al concluir el proyecto, deben examinarse en el contrato y en las disposiciones aplicables. No existe fundamento para asumir que todos los activos pasan automáticamente a una de las partes por el mero porcentaje de participación.
| Instrumento | Titularidad y operación | Inversión, riesgo y pago |
|---|---|---|
| Asignación para Desarrollo Propio | PEMEX es asignataria y desarrolla las actividades bajo el régimen aplicable. | Recursos y contratación conforme al modelo aprobado; no supone participación económica privada por sí misma. |
| Asignación para Desarrollo Mixto y contrato mixto | PEMEX conserva la asignación; cualquiera de las partes puede fungir como operador petrolero conforme al contrato. | Interés económico contractual, aportaciones, costos recuperables y remuneración sujetos a ley y contrato. |
| Servicios petroleros | El proveedor ejecuta prestaciones definidas; no adquiere la asignación. | Contraprestación por servicios y posibles condiciones de financiamiento o desempeño; no implica automáticamente reparto económico del campo. |
| EPC u obra | Ingeniería, procura o construcción de instalaciones bajo el alcance contratado. | Precio, hitos, garantías y riesgos de ejecución; no representa por sí mismo participación en reservas o producción. |
| Contrato de exploración y extracción bajo otro régimen | Depende del título, modalidad y legislación aplicable, incluidos regímenes históricos. | No es directamente equiparable: puede tener reglas fiscales y económicas distintas. |
Por ello, llamar farmout, licencia o contrato de producción compartida a cualquier desarrollo mixto puede conducir a conclusiones equivocadas. Tampoco un acuerdo EPC convierte al constructor en socio petrolero. La denominación comercial de un proyecto no sustituye la revisión del instrumento jurídico.
Qué cambió con las leyes de 2025 y su reglamentación
La Ley de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos, publicada el 18 de marzo de 2025, reconoce a PEMEX como empresa pública del Estado con personalidad jurídica, patrimonio propio y régimen especial. Su artículo 11 contempla mecanismos contractuales y asociativos para desarrollar las actividades de su objeto, mientras que el artículo 16 atribuye al Consejo de Administración decisiones estratégicas sobre inversiones, asociaciones, esquemas de desarrollo mixto y sus reglas de contratación. [3]
El Reglamento de esa ley, publicado el 3 de diciembre de 2025, precisa en su artículo 74 que los lineamientos de desarrollo mixto deben contemplar, al menos, el modelo financiero, el procedimiento de selección de participantes y el contenido de los contratos. El artículo 76 exige informar al Consejo sobre la terminación anticipada de un contrato mixto. [4]
En paralelo, los Lineamientos de los Esquemas para Desarrollo Mixto fueron aprobados por el Consejo mediante el acuerdo CA-025/2025, de 22 de abril de 2025. El Diario Oficial publicó el 29 de abril el aviso que identifica las direcciones electrónicas para consultarlos. Estos lineamientos desarrollan el diseño económico, la selección, los pagos, el seguimiento y la terminación de los proyectos. [5] [6]
La regla central: la ley establece los límites obligatorios; los lineamientos organizan el procedimiento; y el contrato concreta las obligaciones del proyecto. Ninguno de esos documentos debe sustituirse por inferencias tomadas de otro campo petrolero.
De la propuesta de campo a la operación: cómo se autoriza un contrato mixto
El proceso no comienza con una empresa que ofrece dinero. Primero debe existir una justificación técnica y económica para emplear el esquema. PEMEX necesita identificar qué capacidades pretende complementar, cómo desarrollará el área y cuál será la estructura contractual.
El artículo 25 de la Ley del Sector Hidrocarburos establece que la Dirección General de PEMEX presenta a la Secretaría de Energía (SENER) una solicitud con el área, la vigencia, los requisitos del participante, un modelo de contrato, las condiciones técnicas y operativas y el procedimiento propuesto para seleccionar a las empresas. SENER autoriza y otorga, cuando corresponde, la asignación. [2]
Para una asignación nueva, su vigencia comienza una vez seleccionado el participante y formalizado el contrato. Si PEMEX pretende sustituir una Asignación para Desarrollo Propio por una de Desarrollo Mixto, intervienen las autorizaciones correspondientes, incluido el Consejo de Administración. No son trámites intercambiables.
| Etapa | Decisión principal | Evidencia relevante |
|---|---|---|
| 1. Estructuración | PEMEX evalúa viabilidad, capacidades, inversión, producción y modelo económico. | Documento soporte, proyecciones, sensibilidades y justificación. |
| 2. Autorizaciones | Intervienen Consejo de PEMEX y SENER según el tipo de asignación. | Acuerdos, solicitud, autorización y título de asignación. |
| 3. Selección | PEMEX aplica el procedimiento permitido y evalúa al participante. | Bases, precalificación, propuestas, evaluación y fallo o justificación. |
| 4. Formalización | Las partes suscriben el contrato; PEMEX lo remite a SENER para registro. | Contrato, garantías y registro. |
| 5. Desarrollo | Se tramitan y cumplen los planes, permisos y obligaciones aplicables. | Plan aprobado, autorizaciones, programas, mediciones y reportes. |
| 6. Seguimiento | Se controlan ejecución, costos, producción, desviaciones y resultados. | Reportes contractuales, auditorías y estados de costos e ingresos. |
Los lineamientos prevén un modelo económico-financiero que evalúa producción, inversión, gastos operativos, precios, tipo de cambio, obligaciones y abandono. También contemplan indicadores como valor presente neto y tasa interna de retorno. Son herramientas de decisión, no garantías de rentabilidad. [5]
Cómo se elige al participante y cuándo puede evitarse la licitación pública
Los lineamientos consideran la licitación pública y regulan procedimientos alternativos sujetos a condiciones. La invitación restringida se prevé después de una licitación pública declarada desierta. El procedimiento competitivo y la adjudicación directa tienen supuestos específicos; no son autorizaciones generales para elegir discrecionalmente a cualquier empresa.
Entre los supuestos regulados para procedimientos alternativos aparecen circunstancias vinculadas con seguridad o soberanía energética, procedimientos desiertos, falta de formalización del contrato, terminaciones previas y determinadas sinergias operativas. Cada supuesto exige revisar el fundamento, la motivación, las autorizaciones y las condiciones concretas. Las sinergias tampoco deben interpretarse como una excepción ilimitada. [5]
En la licitación pública se contemplan etapas de acceso a información, inscripción, cuarto de datos, visitas, aclaraciones, precalificación, recepción de propuestas, evaluación, fallo y suscripción. La precalificación incluye aspectos legales y capacidades técnicas, operativas, financieras y de ejecución, además de debida diligencia.
Existe acompañamiento de la Auditoría Interna de PEMEX y reglas sobre testigos sociales. Eso aporta controles al proceso, pero no permite afirmar que un procedimiento específico contó con todas las actuaciones previstas sin consultar su expediente. Tampoco debe confundirse la selección del socio petrolero con la contratación posterior de una empresa de cementación, ductos o mantenimiento.
Quién pone el dinero y cómo se recuperan los costos
Una de las confusiones más persistentes consiste en asumir que participación económica equivale a obligación de financiar. Son conceptos distintos. El porcentaje asignado a una empresa define un derecho económico conforme al contrato; no determina por sí solo cuánto capital debe desembolsar ni en qué momento.
PEMEX puede complementar sus capacidades mediante la inversión privada. También puede efectuar aportaciones excepcionales, pero el artículo 24 exige autorización previa de su Consejo de Administración. La distribución real de aportaciones, los calendarios de inversión y las consecuencias de incumplirlos deben encontrarse en el instrumento correspondiente. [2]
Presupuesto, inversión, desembolso y costo recuperable
Un presupuesto autorizado es una previsión. Una inversión comprometida constituye una obligación conforme a sus términos. Un desembolso realizado representa dinero efectivamente aplicado. Un costo recuperable es un gasto que satisface los requisitos contractuales y regulatorios para reintegrarse mediante el mecanismo económico del proyecto.
Es posible que una actividad haya sido ejecutada y pagada, pero que parte de su costo sea rechazada por falta de documentación, incumplimiento de procedimientos, ausencia de autorización o aplicación de un límite. Igualmente, que el proyecto acumule costos elegibles no significa que tenga ingresos suficientes para recuperarlos.
La prelación legal de los ingresos
El artículo 30 de la Ley del Sector Hidrocarburos ordena tres momentos para los ingresos derivados de la producción de la asignación:
- Primero, obligaciones fiscales inherentes a la asignación, conforme a la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
- Después, recuperación de costos, sujeta al límite legal y a las reglas de elegibilidad y comprobación.
- Finalmente, distribución del remanente entre las partes según su interés de participación y la modalidad de contraprestación pactada.
La recuperación de costos tiene un límite ordinario de 30% del ingreso obtenido. Si la naturaleza del campo, yacimiento o proyecto lo requiere, puede establecerse un límite superior, pero nunca mayor de 40%, con aprobación del Consejo de Administración de PEMEX previa aprobación de SENER. [2]
Qué no significa el límite del 30%: no es una rentabilidad garantizada, no es necesariamente el porcentaje de utilidad del participante y no significa que una empresa recuperará de inmediato 30% de todo lo invertido. Es un techo normativo de recuperación sobre la base prevista por la ley, sujeto a la disponibilidad de ingresos y a los costos efectivamente admisibles.
La propia ley establece otro límite: PEMEX debe mantener un interés de participación no menor a 40% en los contratos mixtos. Ese mínimo legal no convierte la proporción 60/40 en una distribución universal. Cada contrato requiere revisar sus porcentajes y contraprestaciones.
Los lineamientos permiten, según la estructura elegida, incorporar un vehículo de propósito específico para realizar pagos, establecer contraprestaciones en especie y prever ajustes vinculados con precios o volúmenes de producción. Estas posibilidades no significan que todo contrato incluya un vehículo de pago, una cobertura cambiaria o una garantía de liquidez. [5]
La consecuencia empresarial es directa: un proyecto puede ser técnicamente viable y, aun así, enfrentar tensiones de flujo de efectivo si produce menos de lo previsto, si disminuye el precio del hidrocarburo, si aumentan los costos o si las obligaciones fiscales reducen el remanente disponible. La recuperabilidad contable no equivale a liquidez inmediata.
Quién opera, quién decide y quién supervisa
La permanencia de PEMEX como asignataria no significa que deba operar físicamente todos los pozos. El artículo 24 permite que cualquiera de las partes sea designada operador petrolero. El artículo 28 exige que el contrato identifique al operador, las responsabilidades de cada parte, el Comité Operativo y las reglas para decisiones técnicas y operativas. [2]
El operador puede coordinar perforación, instalaciones, producción, medición, seguridad y ejecución de programas, dentro de su mandato contractual. Pero operar no es lo mismo que poseer la asignación; tampoco elimina las responsabilidades que la legislación atribuye a PEMEX como asignataria.
Deben distinguirse al menos tres planos: la responsabilidad pública ante SENER; la responsabilidad operativa por la ejecución técnica; y la responsabilidad civil o mercantil entre las partes y frente a contratistas. La distribución contractual de tareas no extingue obligaciones legales frente a las autoridades.
SENER tiene atribuciones para otorgar, registrar, administrar técnicamente y supervisar las asignaciones mixtas, así como aprobar los planes de exploración y desarrollo y sus modificaciones. SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público cuentan además con facultades para revisar costos recuperados y la contabilidad asociada. [2]
La ejecución exige también atender las obligaciones ambientales, de seguridad industrial, uso de suelo, derechos de vía, instalaciones y demás autorizaciones aplicables. Según la actividad, pueden intervenir ASEA, SEMARNAT y otras autoridades competentes. Una aprobación contractual no reemplaza automáticamente una autorización ambiental, ni una aprobación de desarrollo certifica que todas las obras proyectadas estén concluidas.
Los diez riesgos que deben asignarse y documentarse
El contrato mixto no elimina los riesgos de exploración y producción: los distribuye mediante obligaciones, límites de responsabilidad, mecanismos de decisión y remedios contractuales. Esa distribución solo puede identificarse completamente al conocer el clausulado específico y sus anexos.
| Riesgo | Pregunta decisiva | Evidencia que debe revisarse |
|---|---|---|
| Geológico | ¿Quién absorbe la pérdida si el yacimiento produce menos de lo esperado? | Modelo de reservas, escenarios y cláusulas de inversión a riesgo. |
| Financiero | ¿Quién fondea cada etapa y qué pasa ante falta de liquidez? | Compromisos de capital, garantías y calendario de desembolsos. |
| Técnico | ¿Quién responde por fallas de pozo, retrasos o sobrecostos? | Alcances, operador, presupuesto, seguros y asignación de responsabilidades. |
| Regulatorio | ¿Qué autorizaciones condicionan el inicio o continuidad? | Título, planes, permisos y condiciones regulatorias. |
| Ambiental | ¿Quién ejecuta mitigación, remediación y abandono? | Instrumentos ambientales, planes, provisiones y garantías. |
| Precio | ¿Cómo afecta la caída del precio a los flujos y pagos? | Modelo económico, sensibilidad y cláusulas de ajuste. |
| Producción | ¿Cómo se miden los volúmenes y se reconocen los ingresos? | Medición, conciliación, comercialización y auditorías. |
| Contractual | ¿Qué pasa ante incumplimientos o decisiones bloqueadas? | Comité Operativo, solución de controversias y terminación. |
| Terminación | ¿Qué ocurre con inversiones, equipos y obligaciones pendientes? | Reversión, salida, abandono y derechos de las partes. |
| Social | ¿Qué sucede si el acceso territorial retrasa la ejecución? | Derechos de vía, acuerdos, permisos y gestión territorial. |
La matriz es una guía de diligencia jurídica y técnica, no una descripción de cláusulas idénticas en todos los contratos. Sin un instrumento concreto, el responsable definitivo de un sobrecosto, una penalización, un daño ambiental o una obligación de abandono debe considerarse no comprobado públicamente.
Las cláusulas que pueden cambiar la economía del proyecto
| Cláusula | Aspecto que debe comprobarse |
|---|---|
| Aportaciones | Monto, fechas, financiamiento adicional y consecuencias del incumplimiento. |
| Costos recuperables | Elegibilidad, documentación, límites y procedimiento de auditoría. |
| Contraprestación | Base de cálculo, distribución, ajustes de precio y medición. |
| Gobierno operativo | Integración del comité, votos, materias reservadas y bloqueos. |
| Garantías y seguros | Coberturas, exclusiones, beneficiarios, vigencias y ejecución. |
| Cambio de control o cesión | Restricciones, autorizaciones y efectos para los participantes. |
| Controversias | Procedimiento, jurisdicción, medidas provisionales y cumplimiento. |
| Salida y abandono | Obligaciones subsistentes, remediación, activos y cierre de operaciones. |
La Ley del Sector Hidrocarburos exige precisamente que el contrato contemple estas materias esenciales, entre otras. Sin embargo, que una cláusula sea obligatoria no demuestra cómo fue redactada en cada caso ni si asigna adecuadamente los riesgos entre las partes. [2]
Qué ocurre si el campo no produce o el contrato termina
Si el proyecto no alcanza producción comercial, puede no generar los ingresos necesarios para recuperar la inversión. El contrato debe definir obligaciones de trabajo, modificaciones, causas de terminación, garantías y distribución del riesgo económico. La ley no convierte una expectativa de recuperación en una obligación automática de PEMEX de devolver la totalidad del capital privado.
Los lineamientos prevén mecanismos para atender la terminación de contratos, incluida la posibilidad de seleccionar otro participante bajo los supuestos aplicables o examinar la devolución de la asignación. La sustitución de un privado no implica que éste pueda transmitir por cuenta propia la asignación que pertenece exclusivamente a PEMEX. [5]
El artículo 34 dispone que la renuncia a una Asignación para Desarrollo Mixto requiere aprobación de SENER y que el área debe devolverse al Estado en buen estado, sin cargo ni indemnización por parte de éste. Los artículos 35 y 36 regulan la revocación por causas graves y el procedimiento correspondiente. Eso no resuelve automáticamente las cuentas, indemnizaciones o controversias que pudieran existir entre los contratantes: deben examinarse por separado. [2]
Macavil: qué demuestra un contrato real y qué todavía no demuestra
El campo terrestre Macavil, en Tabasco, permite contrastar las reglas generales con información corporativa verificable. El reporte trimestral de Grupo Carso, publicado el 26 de octubre de 2026, identifica un contrato mixto celebrado con PEMEX el 30 de enero de ese año y una participación privada vinculada con Zamajal. [7]
La compañía comunicó que la inversión total del desarrollo corresponde a Zamajal, bajo su propio riesgo. También informó un límite de recuperación de costos de 30% y una distribución del flujo remanente de 60% para el participante privado y 40% para PEMEX. Son condiciones divulgadas para Macavil, no parámetros obligatorios de todos los contratos mixtos.
El mismo documento señaló que el proyecto estaba en proceso de autorización para ejecutar un plan que contemplaba aproximadamente seis pozos, un oleogasoducto y una estación de separación y medición. Esa descripción acredita un proyecto planteado y su etapa reportada, no la conclusión de las obras ni el inicio comprobado de producción comercial.
La investigación específica Grupo Carso y PEMEX: el contrato mixto de Macavil examina la operación corporativa y técnica con mayor detalle. Para valorar jurídicamente el contrato completo siguen siendo decisivos sus anexos, las reglas de costos elegibles, las garantías, las facultades del operador y las autorizaciones regulatorias definitivas. Esos extremos no deben darse por acreditados a partir de un resumen financiero.
Qué significa el modelo para proveedores y contratistas petroleros
Un desarrollo mixto puede demandar perforación, cementación, terminación e intervención de pozos; ductos, transporte especializado y construcción; sistemas de separación, medición e instrumentación; mantenimiento, ingeniería, servicios ambientales, seguridad industrial, seguros y auditoría. La existencia de esas necesidades técnicas no prueba por sí sola que haya una licitación abierta o un contrato adjudicado.
Para un proveedor, identificar a la contraparte es fundamental. Un pedido puede provenir directamente de PEMEX, del participante privado, del operador petrolero o de un contratista principal. Cada relación puede tener condiciones distintas de facturación, aceptación técnica, penalización, garantías y pago.
Antes de cotizar conviene comprobar la personalidad y facultades del comprador, los hitos de aceptación, la fuente de pago, el procedimiento de cambios de alcance, las retenciones, los seguros y el tratamiento de trabajos suspendidos. También importa conservar evidencia trazable: órdenes de servicio, bitácoras, certificados, mediciones, entregables y actas de aceptación.
El problema de liquidez puede trasladarse por la cadena de contratación. Aunque un proyecto tenga respaldo corporativo, eso no garantiza que cada subcontratista cobre directamente de PEMEX ni que el precio de su servicio sea reconocido como costo recuperable. La relación entre riesgo comercial y condiciones de cobro se desarrolla en venderle a PEMEX: oportunidades, pagos y riesgo reputacional .
La capacidad financiera de la petrolera y el entorno operativo nacional también deben considerarse, sin atribuir automáticamente todos sus pasivos a cada contrato mixto. Para ese contexto resulta útil el análisis de producción, refinerías y deuda de PEMEX en 2026 .
Qué información falta para medir si el modelo está funcionando
Para juzgar un contrato mixto no basta contar adjudicaciones o sumar montos anunciados. Se necesitan datos que permitan seguir el paso desde la obligación jurídica hasta el resultado productivo y financiero.
La información relevante comprende el contrato y sus anexos disponibles; el título y las modificaciones de la asignación; los planes aprobados; las inversiones efectivamente realizadas; los presupuestos ejercidos; los costos reconocidos y rechazados; la producción medida y comercializada; el cumplimiento fiscal; la recuperación de costos y las distribuciones efectivas.
También importa conocer desviaciones de calendario, accidentes, contingencias ambientales, cambios de operador, disputas, garantías ejecutadas y obligaciones de abandono. Sin esa secuencia documental, un proyecto puede parecer exitoso por su valor anunciado y resultar todavía imposible de evaluar económicamente.
La ausencia de un documento en las fuentes públicas consultadas debe describirse como un límite de comprobación, no como prueba de que el acto jurídico, la autorización o la actividad no existen. La transparencia debe medirse por la posibilidad de vincular decisiones, inversiones y resultados verificables.
Preguntas frecuentes sobre contratos mixtos de PEMEX
¿PEMEX pierde la titularidad de una asignación mixta?
No. La Ley del Sector Hidrocarburos establece que PEMEX conserva el derecho exclusivo de la asignación y no puede transferirlo ni cederlo a terceros. El privado adquiere derechos y obligaciones contractuales, no la asignación.
¿PEMEX tiene que aportar 40% de la inversión?
No necesariamente. El mínimo de 40% se refiere al interés de participación en el contrato. La aportación de capital y su distribución se determinan por las condiciones aplicables. Las aportaciones excepcionales de PEMEX requieren autorización de su Consejo.
¿El participante recupera automáticamente 30% de lo que invierte?
No. El 30% es el límite ordinario legal de recuperación respecto del ingreso obtenido. Los gastos deben reunir condiciones para ser reconocidos y el proyecto debe generar ingresos disponibles. Existe una excepción de hasta 40% con las aprobaciones legales.
¿Una empresa privada puede operar el campo?
Sí. La legislación permite que cualquiera de las partes sea operador petrolero, siempre conforme a la designación contractual y a las obligaciones técnicas y regulatorias. Operar no equivale a adquirir la asignación.
¿Todos los socios se eligen mediante licitación pública?
No. Los lineamientos contemplan procedimientos alternativos, pero condicionados a supuestos y requisitos específicos. Para evaluar una selección debe revisarse su fundamento y expediente, no solo el nombre del adjudicatario.
¿La firma demuestra que comenzó la producción?
No. Una firma acredita formalización contractual. La ejecución, la infraestructura, la producción comercial y los ingresos deben demostrarse mediante registros y documentos posteriores.
¿Los proveedores cobran directamente de PEMEX?
No necesariamente. Depende de quién los contrate y de las obligaciones de pago pactadas. El contrato mixto entre PEMEX y un participante no convierte automáticamente a PEMEX en deudora de todas las subcontrataciones privadas.
El verdadero examen del modelo mixto
Los contratos mixtos crean una vía jurídica para complementar capacidades de PEMEX sin ceder la asignación ni alterar la propiedad nacional de los hidrocarburos en el subsuelo. Pero esa arquitectura no garantiza producción, rentabilidad ni ejecución oportuna.
La calidad de cada proyecto dependerá de cuatro elementos verificables: un modelo geológico y financiero consistente, una asignación contractual de riesgos ejecutable, un gobierno operativo capaz de tomar decisiones y una supervisión que permita rastrear costos, producción y cumplimiento regulatorio.
Para el mercado, la señal relevante no será únicamente cuántos contratos se firmen, sino cuántos proyectos atraviesen satisfactoriamente las etapas de autorización, inversión, desarrollo y comercialización. Esa distinción entre anuncio, obligación y resultado es indispensable para evaluar el nuevo modelo petrolero mexicano.
La evolución de estos proyectos forma parte del seguimiento editorial del mapa maestro de PEMEX de AI Regula Solutions.
Referencias
- Cámara de Diputados del H. Congreso de la Unión. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Publicada el 5 de febrero de 1917; texto vigente consultado con última reforma publicada el 7 de octubre de 2026. Artículos 25, 27 y 28. Consultar texto constitucional .
- Cámara de Diputados del H. Congreso de la Unión. Ley del Sector Hidrocarburos. Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 18 de marzo de 2025. Artículos 1, 10, 11, 22 y 24 a 38, especialmente 24, 25 y 28 a 33. Consultar ley .
- Cámara de Diputados del H. Congreso de la Unión. Ley de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos. Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 18 de marzo de 2025. Artículos 1, 2, 11 y 16; disposiciones sobre régimen especial, alianzas, desarrollo mixto y gobierno corporativo. Consultar ley .
- Presidencia de la República. Decreto por el que se expide el Reglamento de la Ley de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos. Diario Oficial de la Federación, 3 de diciembre de 2025. Artículos 73, 74, 75 y 76. Consultar decreto .
- Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos. Acuerdo CA-025/2025 y Lineamientos de los Esquemas para Desarrollo Mixto de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos. Acuerdo aprobado el 22 de abril de 2025. Secciones II, III, IV y V: modelo económico-financiero, evaluación, recuperación de costos, pago, procedimientos de selección, seguimiento y terminación. Consultar acuerdo y lineamientos .
- Petróleos Mexicanos. Aviso por el que se dan a conocer las direcciones electrónicas en donde podrán ser consultados los Lineamientos de los Esquemas para Desarrollo Mixto de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos. Diario Oficial de la Federación, edición vespertina del 29 de abril de 2025. Consultar aviso oficial .
- Grupo Carso, S.A.B. de C.V. Información Financiera Trimestral, tercer trimestre de 2026. Publicada el 26 de octubre de 2026. Apartado de proyectos energéticos: Macavil, participación contractual, recuperación de costos, inversión y estado del plan de desarrollo; páginas 38 y 39 del reporte. Consultar reporte corporativo .
Comentarios