Energía autorizó 10 áreas en tierra, someras y profundas para que Pemex firme contratos mixtos con privados. Reglas: Pemex ≥40%, tope de costos y continuidad operativa. Te explicamos fichas por activo y qué vigilar del calendario.
La Secretaría de Energía (SENER) autorizó a Petróleos Mexicanos las primeras 10 asignaciones para operar bajo el nuevo esquema de contratos mixtos con socios privados. El paquete abarca tierra, aguas someras y aguas profundas y aterriza tres reglas clave: Pemex deberá mantener al menos 40% de participación, habrá tope de costos y, si un contrato termina de forma anticipada, Pemex continúa operando el activo bajo el mismo esquema previo aviso a SENER.
Más que un cambio cosmético, es el puente entre una empresa con activos extensos y un mercado que puede aportar capital, tecnología y ejecución, sin perder el control estratégico del recurso.
Diez asignaciones “habilitadas” para que Pemex licite y firme contratos mixtos con privados.
Cobertura: onshore y offshore (someras y profundas).
Reglas troncales:
Participación mínima Pemex ≥40% (capital y control operativo).
Tope de costos (cap) para proteger la rentabilidad del proyecto.
Continuidad: si el contrato se rescinde, Pemex no detiene la operación; avisa a SENER en un plazo breve y sigue.
Áreas mencionadas en costa afuera: Tlatitok, Maculi-Paki, Kayab-P-Utsil (someras) y Nobilis-Maximino (profundas), además de bloques en tierra para madurar recursos.
Nota: Estas fichas están pensadas para inversionistas y equipos de licitación; servirán como “tarjeta de calor” mientras llegan las bases.
Tlatitok (somera).
Etapa: exploración avanzada. Atractivo: aceite ligero en plays Plioceno/Mioceno; sinergia con hubs cercanos.
Claves del contrato: capex inicial moderado; rampa rápida si confirman caudal. Riesgo: calidad de crudo y conectividad.
Maculi-Paki (somera, hub).
Etapa: evaluación/plan de desarrollo temprano. Atractivo: portafolio con pozos candidatos a ser workovers y perforación dirigida.
Claves: costos unitarios bajo control; capex modular. Riesgo: logística/tiempos de barcazas y ventanas climáticas.
Kayab-P-Utsil (somera).
Etapa: evaluación. Atractivo: aceite “blend” con potencial de desarrollo por clúster.
Claves: sincronizar facilidades tempranas y deshidratación. Riesgo: manejo de agua y compatibilidad de crudos.
Nobilis-Maximino (profundas).
Etapa: evaluación/desarrollo conceptual. Atractivo: recursos significativos en Perdido con alto potencial por economía de escala.
Claves: capex robusto, necesidades subsea + host (plataforma o tie-back). Riesgo: precio, costo de pozo y ventana metoceánica.
Onshore (varios bloques).
Etapa: maduros con upside por recuperación secundaria, re-entrada y tecnologías de optimización.
Claves: rápida generación de caja, contratación local, contenido nacional. Riesgo: permisos de tierra y relación comunitaria.
Cost cap (tope de costos).
Fija un límite de costos recuperables por periodo/proyecto. Obliga a ingeniería de valor y capex por fases; protege al Estado y da certeza al socio.
Recuperación de costos y carry.
Mecanismo de cost-recovery con umbrales y auditoría; la estructura de carry (si existe) debe equilibrar riesgo y participación de Pemex (≥40%).
Comercialización.
Reglas claras para venta de hidrocarburos (lifting, destino y precio de referencia), evitando desalineaciones de flujo de caja.
Continuidad operativa.
Si el contrato se termina, Pemex sigue sin apagar instalaciones; requisito formal: aviso a SENER en plazo corto. Evita downtime y protege reservas.
Contenido nacional y ESG.
Métricas de seguridad industrial, agua, emisiones y empleo local integradas desde la base; ponderarán en evaluación de ofertas.
Publicación de bases por bloque/cluster con datos técnicos y métricas de evaluación.
Ronda de aclaraciones con data rooms y visitas técnicas.
Ofertas técnicas y económicas con foco en eficiencia de costos, plan de desarrollo y esquema de contenido nacional.
Fallos y firma de contratos con hitos de inversión y KPIs operativos.
Para Pemex: acceso a capex y know-how sin ceder control; posibilidad de aligerar su curva de inversión y acelerar puesta en producción.
Para privados: exposición técnica a activos relevantes y riesgo acotado por reglas de costo; valor en operación eficiente más que en “bono exploratorio”.
Para el Estado: mayor factor de recuperación de reservas y estabilidad en producción sin sacrificar gobierno del recurso.
Bases de licitación por activo: pesos de evaluación y detalles del cost cap.
Parámetros de comercialización y lifting agreements.
Contenido nacional por etapa (exploración, desarrollo, O&M).
Cronograma de farm-outs y ventanas de data room.
Señales ESG exigidas a socios: seguridad, agua, emisiones y relación comunitaria.
¿Cuántas asignaciones habilitó SENER?
Diez en total, en tierra, aguas someras y profundas.
¿Cuál es la participación mínima de Pemex?
Al menos 40% en cada proyecto bajo contratos mixtos.
¿Habrá tope de costos?
Sí, se establece un cost cap para costos recuperables con auditoría.
¿Qué pasa si el contrato termina antes?
Pemex continúa las actividades bajo el mismo esquema y notifica a SENER en un plazo breve para garantizar continuidad operativa.
¿Qué áreas marinas fueron mencionadas?
Tlatitok, Maculi-Paki, Kayab-P-Utsil (someras) y Nobilis-Maximino (profundas), además de bloques en tierra.
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