Pemex inicia un nuevo modelo de contratos mixtos para atraer inversión privada sin ceder propiedad de los hidrocarburos. El esquema incluye subastas, fideicomisos y reglas de operación que buscan eficiencia, transparencia y sostenibilidad, pero también despierta dudas sobre su ejecución.
En medio de una caída del 11.3% en la producción petrolera nacional y una deuda que supera los 100 mil millones de dólares, Pemex ha lanzado un nuevo esquema de contratos mixtos para atraer inversión privada sin perder el control sobre los hidrocarburos. El modelo, aprobado por el Consejo de Administración y delineado en el Plan Estratégico 2025–2035, busca revitalizar campos maduros y acelerar desarrollos en aguas someras.
Los contratos mixtos permiten que Pemex mantenga la titularidad del área y la propiedad de la producción, mientras el socio privado aporta el 100% de la inversión (CAPEX), el gasto operativo (OPEX) y los costos de abandono. A cambio, recibe una contraprestación ligada al desempeño, que puede expresarse como porcentaje de producción o utilidad.
La competencia gira en torno al Flujo de Efectivo Remanente (FER): gana quien ofrezca el mayor porcentaje para Pemex. Si hay empate, se activa una subasta electrónica en el sistema SISCeP, con ventanas de mejora de oferta y bonos de desempate.
Los ingresos generados por la venta de hidrocarburos se canalizan a un fideicomiso administrado por un Comité Técnico, donde PMI Comercio Internacional deposita los ingresos en un plazo de 24 horas. La cascada de pagos prioriza impuestos, recuperación de costos, distribución del FER y comisiones fiduciarias.
Este diseño busca autonomía patrimonial, trazabilidad y transparencia, con reglas claras de operación, manejo de recursos y revisión por parte de SENER y SHCP.
Pemex ha identificado 21 campos prioritarios, entre ellos Ixachi, Bakte, Homol, Och, Agua Fría y Cinco Presidentes, con potencial para aportar hasta 8,000 millones de dólares en pagos únicos. La meta es alcanzar 1.8 millones de barriles diarios para finales de 2025, aunque los retrasos en pozos y la declinación de campos maduros complican el panorama.
Aunque Pemex conserva al menos el 40% de participación en cada contrato, el modelo ha generado inquietudes. Algunos analistas lo ven como una forma de privatización encubierta, mientras otros lo consideran una válvula financiera y operativa para una empresa que ya no puede sola.
La clave estará en la calidad contractual, la asignación de riesgos y la certidumbre regulatoria. Si Pemex logra ejecutar este modelo con transparencia y eficiencia, podría convertirse en una palanca de desarrollo energético sin ceder soberanía.
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