Pagos excesivos en contratos de Pemex elevan costo por pozo, afectan reposición de reservas y tensionan estrategia upstream hacia 2026.
En perforación petrolera, el costo no se mide en discursos ni en contratos firmados. Se mide en metros efectivos, días productivos y barriles recuperables. Cuando la Auditoría Superior de la Federación identifica pagos excesivos en contratos de Pemex, el hallazgo no es solo contable. Es una señal de fricción entre planeación técnica, control contractual y ejecución real en campo.
En upstream, un “pago excesivo” no significa simplemente que se pagó más. Significa que el costo real de perforar, intervenir o mantener un activo superó el valor técnico que ese trabajo aportó.
En perforación y mantenimiento, el sobrecosto suele originarse en cinco frentes críticos.
Primero, estimaciones infladas. Cuando el presupuesto base de un pozo incorpora supuestos optimistas de productividad o subestima riesgos geológicos, el contrato arranca con una desviación estructural. Si no se corrige en planeación, el diferencial se convierte en costo reconocido.
Segundo, órdenes de cambio. Las modificaciones de alcance durante la ejecución son normales en proyectos complejos. El problema aparece cuando los alcances iniciales fueron ambiguos o mal definidos. Cada orden de cambio introduce ampliación de plazo, costos adicionales y reconfiguración de cronogramas. Si la definición técnica previa fue insuficiente, el contrato se vuelve reactivo.
Tercero, el tiempo no productivo (NPT). Días de equipo sin perforar por fallas mecánicas, problemas de circulación, atascamientos o espera de materiales elevan el costo por día de operación sin avanzar metros. En plataformas offshore o equipos de alta especificación, cada día puede representar millones de pesos. El NPT recurrente no es solo un evento técnico; es una variable financiera.
Cuarto, alcances mal definidos. Cuando la ingeniería de detalle no delimita con precisión responsabilidades entre contratista y operador, surgen zonas grises que derivan en reclamos y ajustes económicos.
Quinto, desviaciones en costo por metro perforado. El indicador más transparente en perforación es el costo por metro efectivo. Si el programa proyecta un rango técnico y el resultado final lo supera sin mejora equivalente en productividad del pozo, la estrategia pierde eficiencia.
Un sobrecosto en un pozo aislado puede parecer manejable. El problema es acumulativo.
Si el costo promedio por pozo aumenta de forma sistemática, el CAPEX aprobado alcanza para menos pozos. Menos pozos implican menor incorporación de producción nueva y menor capacidad para compensar declinación natural.
En programas de workover y reparación mayor, el efecto es similar. Si cada intervención se encarece por órdenes de cambio recurrentes o NPT elevado, el número de pozos intervenidos disminuye dentro del mismo presupuesto anual.
El resultado es una brecha entre el plan técnico y la ejecución real.
La reposición de reservas depende de continuidad en perforación exploratoria y de desarrollo. Si los sobrecostos consumen presupuesto antes de completar el programa anual, la tasa de reposición se deteriora.
Además, la presión por compensar desviaciones presupuestales puede introducir incentivos riesgosos: acelerar etapas, reducir tiempos de evaluación o minimizar ventanas de análisis geomecánico. La seguridad operativa no se vulnera por decisión explícita, pero pierde margen cuando el programa se ajusta contra reloj para recuperar tiempo y dinero.
En perforación, la disciplina técnica es inseparable del control financiero.
Un contrato con pagos excesivos no solo afecta el presupuesto del proyecto; altera el flujo de caja disponible para la campaña completa.
Si una parte del CAPEX se consume en cubrir desviaciones no previstas, la empresa enfrenta tres alternativas:
Reducir número de pozos.
Reasignar recursos desde otros activos.
Postergar intervenciones planeadas.
En cualquiera de los escenarios, la producción futura se ve condicionada.
La perforación es una actividad de alta intensidad de capital. Cada desviación en contratos multiplica su efecto cuando se replica en decenas de pozos.
De cara al resto del 2026, el riesgo no es solo el monto observado por la ASF. Es la posible desalineación entre CAPEX y producción efectiva.
Si el presupuesto asignado no se traduce en metros perforados eficientes y pozos productivos, la meta anual se vuelve más costosa por barril incremental.
También existe un riesgo de incentivos distorsionados. Cuando los contratos toleran ajustes recurrentes sin consecuencias técnicas claras, se diluye la disciplina en planeación inicial.
En esquemas de contratos mixtos o de riesgo compartido, la eficiencia contractual es aún más relevante. Socios privados evalúan consistencia entre presupuesto, ejecución y retorno esperado. Sobre-costos recurrentes elevan la percepción de riesgo operativo y pueden traducirse en condiciones más exigentes o menor apetito de inversión.
El sobrecosto no es un evento aislado. Es una variable que perfora la estrategia cuando erosiona capacidad de ejecutar campañas completas dentro del marco técnico y financiero previsto.
En upstream, cada metro perforado tiene un costo real. Y cuando ese costo se desvía sistemáticamente, la estrategia productiva pierde precisión.
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