laura.fernandez
La petrolera mexicana recurre a un modelo 'pago por éxito' para reactivar pozos abandonados. Expertos analizan si esta estrategia evitará el colapso financiero.
México enfrenta un dilema petrolero digno de una película del Lejano Oeste: Pemex, la empresa más endeudada del planeta (con $106,000 millones de dólares en pasivos), acaba de lanzar una estrategia de todo o nada para reactivar pozos abandonados. La jugada: contratos donde solo paga si hay producción efectiva, trasladando el riesgo a empresas privadas. Un modelo que, según analistas, podría ser la tabla de salvación… o el último clavo en el ataúd.
La noticia llega en el peor momento. Como revelamos en Pemex reabre pozos en declive: ¿Espejismo o solución?, la producción cayó a 1.34 millones de barriles diarios en marzo de 2025 —la cifra más baja desde 1976—. Para ponerlo en perspectiva: cada minuto que pasa, Pemex pierde $3.7 millones de pesos por su deuda, según cálculos de Moody’s.
Reglas del juego: Las empresas privadas asumen 100% de la inversión (desde estudios hasta operación).
Pago por resultados: Reciben dinero solo por cada barril extraído, sin garantías de recuperación.
Zonas clave: Bellota-Jujo (Chiapas), Samaria-Luna (Tabasco) y Poza Rica (Veracruz), donde se esperan 12,700 barriles diarios para 2025.
Es, en palabras del exdirector de la CRE, Juan Carlos Zepeda, "un Uber petrolero: Pemex viaja gratis y paga si llega a su destino".
Inversión requerida: $2,450 millones de pesos iniciales, según documentos de Pemex.
Rentabilidad dudosa: Los pozos seleccionados tienen costos de extracción 40% mayores que la media nacional (9 por barril).
Riesgo privado: Una empresa necesitaría producir al menos 6 meses para cubrir costos, estima la consultora Baker Hughes.
A favor: "Es un respiro para Pemex. Si fracasa, no pierden; si triunfa, ganan producción sin deuda", opina Carla Sánchez, economista energética.
En contra: "Es como pedirle a un chef que cocine sin pagarle hasta que el comensal diga ‘está rico’", ironiza Jorge Martínez, exdirectivo de Halliburton México.
En 2018, Colombia implementó un modelo similar. Resultado: solo 2 de 10 contratos fueron rentables, según la ANH. Pemex insiste en que su caso es distinto por las reservas probadas, pero los pozos elegidos tienen 50% de agua en su composición —un desafío técnico mayor—.
El 70% de los pozos reactivados entre 2020-2023 volvieron a cerrar antes de 18 meses (datos de SENER).
La estrategia excluye yacimientos shale (como en EU), que requieren inversiones más altas.
No hay cláusulas claras para daños ambientales, según el borrador del contrato obtenido por El Financiero.
¿Funcionará? Dependerá de si las empresas aceptan el riesgo. Mientras, el reloj sigue corriendo: Pemex necesita subir su producción a 1.8 millones de barriles diarios para 2026 y evitar un rescate fiscal.
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