A más de un mes del llamado de Pemex para sumar socios privados, la respuesta sigue detenida. Deudas por 28 mil millones de dólares, pagos atrasados y contratos rígidos frenan 21 proyectos clave y ponen en riesgo la meta de producción de 1.7 millones de barriles diarios.
La invitación sonó fuerte: a inicios de octubre, el director general de Petróleos Mexicanos pidió públicamente a empresas nacionales y extranjeras que se sumaran a una nueva generación de contratos mixtos para elevar la producción de crudo y gas. Más de un mes después, la realidad es menos ruidosa. El interés existe, pero los compromisos no llegan. Detrás del micrófono hay un problema que nadie puede ignorar: una deuda con proveedores que ronda los 28 mil millones de dólares y un historial de pagos atrasados que se ha vuelto el verdadero filtro de la ronda.
Pemex asegura que ya cuenta con un paquete financiero cercano a 13 mil millones de dólares para acelerar pagos y apuntalar proyectos estratégicos. Sin embargo, en el sector privado persiste la percepción de que, incluso con ese fondo, siguen pendientes facturas de 2024 y se mantiene la duda sobre qué tan confiable será el flujo de efectivo en proyectos de largo plazo. En paralelo, la empresa plantea adjudicar alrededor de una docena de nuevos contratos mixtos antes de que termine el año y completar hasta 21 asociaciones en los próximos ciclos, con la aspiración de estabilizar la producción en torno a 1.7 millones de barriles diarios y elevar en 40 por ciento la extracción de gas natural.
La ecuación, en papel, luce atractiva. En la práctica, los números de la deuda, las condiciones de los contratos y la memoria reciente de impagos están frenando la respuesta.
La petrolera llega a este nuevo capítulo arrastrando una doble herida. Por un lado, pasivos financieros históricamente altos que han obligado a diseñar rescates sucesivos y vehículos especiales de inversión para evitar incumplimientos mayores. Por otro, un saldo abultado con proveedores de servicios, arrendadores de plataformas, empresas de ingeniería y desarrolladores de campos que, acumulado a lo largo de varios años, ha dejado la impresión de que trabajar con Pemex implica financiar a Pemex.
Aunque en los últimos meses se han anunciado pagos acelerados, recompra de bonos y un fondo específico para obligaciones con proveedores, muchas compañías señalan que la experiencia reciente pesa más que cualquier presentación. En la práctica, el riesgo de contraparte se traduce en una prima de costo: bancos más exigentes, tasas más altas, contratos con cláusulas de protección adicionales y, en algunos casos, un rechazo llano a participar en nuevas licitaciones mientras no se liquiden adeudos anteriores.
En este contexto, las asociaciones que la empresa propone para aguas someras, campos terrestres y proyectos costa afuera de mayor complejidad avanzan a paso lento. Varios potenciales socios han puesto en revisión preliminar al menos 21 proyectos que, de concretarse en los términos deseados por Pemex, podrían aportar hasta 450 mil barriles diarios hacia la próxima década. Hoy esa cifra luce más como un techo aspiracional que como una previsión realista.
Los impagos no son un tema menor. Para las empresas de servicios petroleros, la cadena de valor se sostiene sobre flujos relativamente predecibles: si una compañía estatal paga tarde, ellas a su vez retrasan pagos a subcontratistas, proveedores locales y trabajadores especializados. El mensaje que se lee desde Houston, París o Ciudad de México es simple: antes de hablar de nuevos pozos, hay que cerrar bien la factura de los pozos que ya se perforaron.
La otra barrera está en el diseño de los propios contratos. El modelo que impulsa la administración actual descansa en una premisa clara: Pemex mantiene un mínimo de 40 por ciento de participación en cada proyecto y se establece un tope cercano al 30 por ciento de los ingresos del campo para la recuperación de costos, salvo casos excepcionales. Sobre el papel, esto garantiza control estatal y limita la transferencia de renta petrolera. Desde el punto de vista de los inversionistas, la historia es distinta.
Primero, porque la combinación de alta participación de la empresa estatal con gobernanza poco flexible deja al socio privado con mucha exposición y poco control. Si Pemex conserva el asiento dominante en los comités técnicos, define el ritmo de inversión y conserva facultades amplias sobre la operación, el privado termina asumiendo riesgos de ejecución, reputacionales y financieros sin la palanca suficiente para corregir el rumbo cuando los supuestos iniciales cambian.
Segundo, porque el tope a la recuperación de costos en un entorno de inflación de servicios petroleros, cadenas de suministro tensionadas y exigencias crecientes de seguridad industrial y ambiental, empuja los proyectos al filo de la bancabilidad. Reservas técnicamente complejas, como campos en aguas profundas o yacimientos con alta declinación, requieren esquemas de costo recuperable más amplios si se quiere atraer capital internacional.
Tercero, porque el antecedente de pagos atrasados se mezcla con estas condiciones y eleva de manera significativa el costo de capital. No es solo la tasa de interés. Es la necesidad de crear fideicomisos específicos, cuentas de garantía, mecanismos de pago en especie o esquemas de offtake que reduzcan la exposición del socio a cualquier retraso en Tesorería. Cada capa de protección suma complejidad y resta agilidad.
En este entorno, el mensaje que diversos fondos, petroleras medianas y grandes proveedores transmiten en privado es consistente: el interés técnico por ciertos activos de Pemex existe, pero el modelo actual deja el equilibrio riesgo-retorno en zona roja. Si no se flexibiliza la participación obligatoria de 40 por ciento, no se fortalecen los mecanismos de pago y no se crea una gobernanza verdaderamente compartida, muchas de las asociaciones terminarán en el cajón de proyectos "deseables pero inviables".
El problema para México es que el tiempo corre. La declinación natural de los campos maduros, la necesidad de sostener la plataforma de producción mientras se reorganiza el sistema de refinación y la presión del fisco por ingresos petroleros hacen que cada año sin nuevos socios sea un año en el que el peso del riesgo se concentra todavía más en el balance público.
Hoy el muro que detiene las asociaciones no está en el subsuelo. Está en las hojas de balance y en las cláusulas de los contratos. Mientras ese muro no empiece a moverse, el llamado de Pemex seguirá resonando en foros y conferencias, pero las decisiones de inversión se seguirán tomando con la mano en el freno.
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