El plan 2025–2035 promete menos dependencia de Hacienda y más producción, pero los números y la ejecución abren dudas: ¿alcanza con P-Caps, fondo de 250 mil mdp y recortes administrativos?
El 5 de agosto el gobierno presentó el Plan Estratégico de Pemex 2025–2035 con una promesa central: que la petrolera deje de depender de Hacienda a partir de 2027. La ruta incluye un fondo de 250 mil millones de pesos para inversión y pagos a proveedores, una emisión de notas pre-capitalizadas (P-Caps) por 12 mil millones de dólares para cubrir obligaciones 2025–2026 y una reorganización interna para “hacer más con menos”. Sobre el papel suena contundente; en la práctica, las cuentas y los tiempos apretados obligan a revisar con lupa qué sí da el ancho y qué queda corto.
El Plan amarra dos ejes: uno financiero y otro operativo. En finanzas, el fondo de 250 mil mdp —apalancado con banca de desarrollo y comercial— servirá para proyectos (incluidos contratos mixtos) y pago a contratistas; además, se mantienen aportaciones de capital en 2025 y se define que las P-Caps por 12 mil mdd darán liquidez para los pagos de deuda de 2025–2026. En metas, se busca 1.8 millones de barriles diarios (crudo + condensados), 5,000 MMpcd de gas en 2028, y cogeneración eléctrica en Tula, Salina Cruz, Cangrejera y Nuevo Pemex. Todo, bajo un nuevo régimen fiscal (“Derecho Petrolero para el Bienestar”) y con 21 proyectos mixtos como palanca.
El golpe de confianza llegó rápido: Fitch subió la calificación de Pemex de B+ a BB (perspectiva estable), apuntalado por el respaldo soberano y la colocación de P-Caps. La agencia y Hacienda destacaron que la operación atiende obligaciones bancarias de 2025–2026 y mejora el perfil de liquidez. Aún es grado especulativo, pero el cambio da aire mientras se ejecuta el plan.
Exploración y producción. Para sostener 1.8 mmbd, Pemex necesitará más actividad de campo en el muy corto plazo. De enero a junio de 2025, los pozos terminados cayeron 59% respecto al mismo periodo de 2024 (32 vs. 78), un síntoma de menor tracción operativa justo cuando se prometen más barriles. El plan confía en contratos mixtos (Zama, Trion y otros 21), pero si no se aceleran adjudicaciones y ejecución, los volúmenes no llegarán a tiempo.
Servicios personales. El documento estratégico habla de “hacer eficiente” la administración; en paralelo, se anunció la cancelación de 3,051 plazas de confianza (≈14% del total de ese segmento), con un ahorro estimado de 3,507 mdp. Es un gesto de disciplina, pero su impacto financiero es acotado frente a los vencimientos y necesidades de inversión.
Deuda y proveedores. El frente crítico está en 2026: los vencimientos de Pemex rondan 18.7 mil millones de dólares, un muro que exige caja y refinanciamiento. Al mismo tiempo, proveedores de EE. UU. reclaman adeudos por ~1.8 mil millones de dólares, lo que presiona la cadena de operaciones si no fluye el pago. Las P-Caps aportan 12 mil mdd de oxígeno y el gobierno redujo 85% sus propias amortizaciones externas 2026 con vencimiento anticipado de bonos; aun así, la aritmética sigue exigente.
Régimen fiscal. El nuevo esquema —un pago único por valor de hidrocarburos extraídos— bajaría la carga de 2024 en ~10.6% si hubiese estado vigente, según estimaciones técnicas. Pero al no permitir deducciones de costos, podría sesgar inversiones hacia campos de menor riesgo y dejar coja la exploración que el propio plan necesita.
El plan fija objetivos razonables (reducir deuda a ~78.9 mil mdd a 2030; bajar pérdidas en refinación; diversificar con cogeneración y logística). Pero el corto plazo manda: entre vencimientos elevados, atrasos con proveedores y actividad exploratoria por debajo del nivel que exigen las metas, la ejecución necesitará más velocidad, más transparencia en pagos y disciplina quirúrgica en proyectos. De no cumplirse la secuencia financiera–operativa, el riesgo es volver a apoyos soberanos más allá de 2026, justo lo que se pretende evitar.
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