Pemex: Contratos mixtos fallan y no logran frenar la caída petrolera
El diseño de los contratos mixtos de Pemex limita incentivos y desalienta la inversión privada, evidenciando su fracaso para revertir la declinación de la producción.
NEGOCIOS & ECONOMíA • 23 Jul, 2026 08:20 h
Los contratos mixtos de Pemex, presentados como la principal apuesta del Gobierno para revertir la declinación de la producción petrolera, están fallando en su objetivo. Especialistas señalaron que el problema radica en un diseño que limita los incentivos para las grandes empresas del sector, restringe la flexibilidad financiera y dificulta la recuperación de inversiones en exploración y producción.
La cancelación del contrato mixto Nobilis-Maximino, un campo en aguas profundas considerado la estrella de los 21 proyectos, evidenció las dificultades del modelo para captar inversión especializada. En algunos proyectos, la participación privada es igual o menor al 20 %, como en Tamaulipas Constituciones y Sini-Caparroso, mientras que en otros no alcanza el 50 %, como Agua Fría y Cuervito, según datos de Pemex.
En contraste, esquemas de licitación como las rondas petroleras atrajeron a jugadores de talla internacional como Talos, operador del campo Zama, que a la fecha no ha producido un solo barril debido a que Pemex obstaculizó su avance. Además, existe incertidumbre sobre la estructura de pagos, ya que los retrasos previstos en mecanismos como pagarés pueden afectar la rentabilidad.
Especialistas consideraron que este programa no ayudará a revertir la caída de la producción, pues en el mejor de los casos, aportarán entre 12 mil y 20 mil barriles diarios.
En este esquema, Pemex pagará a los operadores a través de una tarifa vinculada al volumen de producción de crudo y gas recuperado, mientras que las compañías privadas asumirán la inversión, ingeniería, operación y mantenimiento de los pozos. Los activos adjudicados son Macuspana-Muspac, Poza Rica-Altamira, Samaría-Luna y Bellota-Jujo, con pagos de entre 21. 33 y 27. 17 dólares por barril de crudo extraído.
Francisco Barnés de Castro, director de Cifra2 Consultoría, consideró que este precio es atractivo para las empresas privadas, pues es mayor que el costo requerido para rehabilitar un pozo. Sin embargo, Gonzalo Monroy, director de GMEC, dijo que se trata de un contrato de servicios de intervención de pozos que, en condiciones financieras óptimas, podría hacerlo Pemex a un menor costo.
La falta de incentivos y la burocracia continúan siendo los principales obstáculos para atraer inversión y frenar la declinación de la producción petrolera en México..
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