El desembolso para el apoyo de estas empresas parece tener poco sentido porque Pemex llevó a cabo una millonaria inversión de 4 mil 522 millones de pesos a partir de 2009 para instaurar el Sistema Scada (Supervisory Control and Data Acquisition) en los sistemas de transporte por ducto, diseñado para el control de supervisión y adquisición de datos que le permitirían automatizar la red y facilitar al personal operativo de la Subdirección de Transporte el monitoreo y control en tiempo real para una operación confiable, continua y completa y mitigar el mercado ilícito de combustibles.

La información del Área de Transporte de Logística de Pemex contabiliza también el costo de la inhabilitación de las tomas clandestinas que el crimen organizado lleva a cabo cotidianamente en ductos de Pemex para extraer de manera ilegal todo tipo de hidrocarburos.

Entre 2019 y 2024, según los Informes de Sustentabilidad de Pemex para esos años, el promedio anual de derrames fue de mil 101, equivalente a 3 por día. De ese total, 810 (73.5%) corresponde a derrames de petróleo y derivados en suelo y cuerpos de agua, excluyendo gas. En el sexenio de Peña Nieto, los derrames promediaron 220 por año.

Hasta ahora Pemex, ya con la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum, no ha informado si seguirá contratando empresas privadas para “protección y monitoreo de ductos”.

Causas de los derrames en Pemex

De acuerdo con reportes de Pemex, las posibles causas de los derrames se centran en falta de mantenimiento, que supone desde obsolescencia y limitaciones presupuestales, pero principalmente por la infraestructura de las tomas clandestinas colocadas por el crimen organizado.

En el derrame del río Pantepec, los informes técnicos de Pemex señalan que la falta de mantenimiento y la corrosión provocaron el derrame de petróleo. De acuerdo con los reportes, tras el rompimiento del ducto, el hidrocarburo se vertió durante al menos cinco horas, periodo en el que continuó el bombeo hacia el río, dado que el ducto presentaba un alto nivel de corrosión interna en el tramo Poza Rica-Ídolo. En esa zona existen dos oleoductos, pero el de 30 pulgadas de diámetro, el de mayor capacidad, fue el que colapsó por falta de protección anticorrosiva.

📍Reporta Pemex avances en la recuperación de hidrocarburo en el río Pantepec

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— Petróleos Mexicanos (@Pemex) October 27, 2025

“La figura de los contratos mixtos no solo impulsa la viabilidad financiera de proyectos clave, también contribuye al cumplimiento de los objetivos estratégicos de seguridad energética y desarrollo del país”, subrayó el director general de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, en su Informe Anual 2024 presentado el pasado 14 de julio, lo que remarca la importancia del capital privado en el nuevo modelo energético nacional.

Expertos consultados para este trabajo coinciden en que es necesario replantear la estrategia. Gonzalo Monroy, analista del sector energético y Managing Director de GMEC, dijo que “sin el apoyo del capital privado era previsible un colapso en el sector petrolero, equivalente a un millón de barriles diarios prácticamente a partir de 2027”.

Salir del atolladero, agrega, depende de los resultados que se obtengan con la explotación de los campos a desarrollar con los contratos mixtos, porque de lo contrario ni el esfuerzo de capitalizar mediante apoyos fiscales, ni la emisión de Notas Estructuradas Pre Capitalizadas (P-Caps, instrumento que permite a los emisores pedir dinero prestado sin registrarlo como deuda y arriesgar su nota crediticia) por 12 mil millones de dólares ni la emisión de una canasta de bonos en euros y dólares por 13 mil 800 millones de dólares serán suficientes para lograr la autosuficiencia financiera en 2027.

Luis Miguel Labardini-Deveaux, analista del sector energético y socio de la consultora Marcos y Asociados, dijo que esos contratos llegan en un momento financiero de difícil definición para Pemex, pues buscan privilegiar a las empresas interesadas, pero olvidan los compromisos y la importancia de los proveedores y contratistas, porque a ellos les están cubriendo sus adeudos a cuentagotas.

En el Plan Estratégico, del que Animal Político tiene copia, se prioriza el pago a las empresas que participen en los contratos mixtos, dado que la petrolera se compromete a “aislar los ingresos de la producción obtenida para garantizar el pago oportuno al participante, en caso de que la contraprestación sea con un porcentaje de la utilidad de la venta de la producción”, lo que no hizo con los contratistas y proveedores a quienes adeuda casi 40 mil millones de dólares, al segundo semestre de 2025, según cálculos de Labardini-Deveaux.

Un pasivo que compromete el futuro

En 2019, aparentemente por razones financieras, presupuestarias y administrativas, el sistema de pago y aceptación de facturas de Pemex comenzó a presentar graves deficiencias, por lo que, afirma Labardini-Deveaux, por primera vez el gobierno comenzó a capitalizarla. En ese momento el patrimonio era negativo en más de 100 mil millones de dólares.

En abril de 2020 perdió su calificación de grado de inversión cuando la agencia de calificación crediticia Moody’s rebajó su evaluación a “Ba2”, por lo que el costo de su deuda financiera aumentó al doble. A partir de 2023, la percepción de los mercados internacionales sobre Pemex como cliente en la industria de servicios petroleros cambió radicalmente: se registraron retrasos significativos en los pagos y en el proceso de facturación de los trabajos terminados.

Este último proceso implica la asignación de un código conocido como COPADE, que se asigna a la factura presentada por el contratista y certifica que ha sido reconocida como una obligación de pago y registrada en el rubro Proveedores. Al segundo trimestre de 2025, el balance general de Pemex muestra una cuenta por pagar reconocida a proveedores cercana a los 23 mil millones de dólares, mientras que los trabajos no reconocidos, sin COPADE, podrían ascender al menos a otros 20 mil millones de dólares, detalla el especialista.

El esquema que pretende instaurar el gobierno federal con los contratos mixtos no solo garantiza el pago a las empresas y que una vez que Pemex emita el documento con volumen y valor comercial de los hidrocarburos extraídos, el brazo comercializador de la petrolera, PMI Comercio Internacional, realizará la exportación y depositará en un fideicomiso de administración y pago los ingresos obtenidos en un plazo de 24 horas para pagar a los participantes.

Este modelo prioriza los desarrollos con resultados inmediatos que corresponden a campos ya descubiertos que se encuentran en proceso de explotación, algo parecido a lo que ofreció durante su gobierno el presidente Enrique Peña Nieto con su reforma energética.

Reducción de reservas y desinversión

La crisis proyectada sin el apoyo del capital privado se apoya en datos históricos sobre producción y reservas. Entre 2019 y 2024, Pemex redujo la producción de petróleo crudo —excluyendo condensados— de un millón 679 mil barriles a un millón 553 mil barriles por día, según la Base de Datos Institucional de Pemex. Esta caída refleja, en parte, el desempeño de las inversiones en exploración y extracción así como en las asignaciones de campos otorgadas a Pemex en la reforma energética de 2013.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) reportó que los recursos destinados a exploración y extracción en los últimos seis años fueron insuficientes: de los 87 mil 110 millones de dólares programados para exploración, se ejercieron 58 mil 458 millones; en extracción, de 56 mil 378 millones programados, se ejercieron 15 mil 878 millones. Como resultado, el número de pozos activos pasó de 7 mil 400 en 2019 a 5 mil 334 en 2024, y los equipos de perforación de 60 a 29.

Muchos campos de Pemex se encuentran en etapa de madurez y declinación productiva. Un ejemplo es Ayatsil, cuyas reservas probadas disminuyeron de mil 172 millones de barriles en 2020 a 955.4 millones en 2024, y Maloob, que redujo sus reservas de mil 758 millones a 600 millones entre 2015 y 2024. Otros activos como Bellota, Quesqui, Pokche y Tupilco muestran caídas similares, lo que explica el estancamiento de las reservas probadas del país en un promedio de 7 mil 413 millones de barriles de petróleo crudo equivalente durante la administración pasada.

Además, el Consejo de Administración de Pemex reprobó en sus evaluaciones anuales 2019-2024 el desempeño de la empresa: en ninguno de esos años se cumplieron las metas de producción de los Programas Operativos Anuales, con desviaciones de hasta -13.2 % en 2022. La incorporación de reservas 3P por descubrimientos se mantuvo consistentemente por debajo de los niveles propuestos, alcanzando solo 26.1 % de lo esperado en 2024, solo por citar algunas cifras.

¿Quiénes son los posibles nuevos jugadores de Pemex?

Frente a este escenario, el gobierno federal decidió abrir nuevamente todas las actividades de Pemex a la inversión privada, incluyendo exploración, producción, refinación, infraestructura y servicios industriales. La estrategia se materializa mediante contratos de desarrollo mixto, en los que la empresa privada aporta el 100 % del capital y del gasto operativo para proyectos específicos, y la petrolera asegura la administración de los ingresos obtenidos y el pago a los participantes.

El Plan Estratégico 2025-2035 señala que los 21 esquemas de desarrollo mixto podrían aportar hasta 450 mil barriles diarios de petróleo en 2033, alrededor de 25 % de la producción nacional estimada. En 2026 se espera que 13.9 de cada 100 barriles provengan de empresas privadas; en 2033 la proporción alcanzaría 43.1 de cada 100 barriles.

Empresas como Carso Energy, Harbour Energy, Sinopec, C5M, Chame, Diavaz, CESIGSA, Cheiron y Jaguar han mostrado interés en participar, sobre todo porque el esquema les garantiza su pago mediante un fideicomiso de administración y porque existe el compromiso de que los ingresos de producción serán transferidos en un plazo de 24 horas para cubrir la contraprestación correspondiente.

Sin embargo, el cumplimiento financiero con proveedores y contratistas sigue siendo un desafío para la empresa pues su pesada deuda puede llegar a condicionar la ejecución operativa y financiera de los contratos mixtos al momento de decidir entre priorizar la inversión de capital privado en campos con resultados comprobables o pagar a proveedores y contratistas que en la práctica son los que mantienen operando a Pemex.

Contratos mixtos y proyecciones productivas

El plan identifica 21 proyectos estratégicos bajo contratos mixtos: 11 documentados y en proceso de aprobación, y 10 en etapa de validación, incluyendo campos terrestres y marinos, maduros y nuevos. Entre los principales destacan Konen, Xomili y Yawa; desarrollos inmediatos, como Puk, Bocbil, Vinik, Popte y Tlalkivak-101EXP; y proyectos de alto impacto previstos para 2028 que incluyen Trión y Zama, en los que participa el empresario Carlos Slim.

Con estos contratos, se espera mantener una plataforma promedio de producción de hidrocarburos líquidos de 1.8 millones de barriles diarios entre 2027 y 2035. Además, Pemex proyecta ingresos promedio anuales de 1.977 billones de pesos, contribuciones fiscales de 1.019 billones de pesos, inversión en exploración de 50 mil 668 millones de pesos por año, incorporación promedio anual de 632 millones de barriles de reservas 3P y producción promedio de 613.5 mil barriles diarios de gasolinas, con una participación del 87 % de producción propia en el total nacional.

Retos operativos y alineación con refinerías

El Plan Estratégico reconoce que la exploración y extracción enfrentan retos derivados de la complejidad creciente de la plataforma operativa y la necesidad de renovación constante de reservas. La nueva producción de campos como Trión y Zama se concentra en crudo ligero, mientras que la refinería de Dos Bocas fue diseñada para procesar crudo pesado, lo que plantea retos de compatibilidad y planificación de abastecimiento para el Sistema Nacional de Refinación.

El enfoque busca equilibrar la participación privada con la estabilidad operativa de la empresa, priorizando campos con viabilidad técnica y económica comprobada. Los contratos mixtos permiten compartir riesgos e inversión, fortalecer la infraestructura existente y acortar tiempos de desarrollo de proyectos estratégicos, según el Informe Anual 2024 de Pemex.

El plan y el reciente Programa Sectorial de Energía 2025-2030 (Prosener) que la Secretaría de Energía (Sener) presentó el 15 de octubre, reflejan la necesidad de adaptación frente a desafíos técnicos y financieros, incorporando instrumentos de inversión privada en todas las fases de la cadena petrolera. La ejecución exitosa de estos contratos será clave para que Pemex mantenga su papel como proveedor estratégico de hidrocarburos, asegurando la capacidad de refinación nacional y la estabilidad del suministro energético del país en la próxima década.

Sener subraya que el Prosener constituye un instrumento de planeación energética de carácter vinculante, sustentado en la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, que en el artículo 26 constitucional, consagra al Estado Mexicano la conducción de la planeación democrática del desarrollo nacional.

Y en el artículo 27 constitucional reafirma el dominio inalienable e imprescriptible de la Nación sobre los recursos naturales en el subsuelo como el litio, el petróleo y demás hidrocarburos. Y especifica que “su aprovechamiento estará a cargo del estado a través de organismos y empresas públicas del Estado a través de asignaciones y en su caso de contratos con particulares, manteniendo el gobierno federal en todo momento el dominio de dichos recursos”.

Asimismo, las partes acordaron un aumento de 4.5% directo al salario, “lo cual permite reforzar las condiciones laborales de las y los trabajadores y se alinean con la política de justicia laboral y equilibrio financiero del Gobierno de México”.

Víctor Rodríguez Padilla, director de Pemex, destacó que este acuerdo es el resultado del entendimiento profundo de que Pemex y su gente son una misma fuerza, una misma historia y un mismo destino.

“Durante este proceso, se privilegió siempre el interés superior de México, fortaleciendo la viabilidad de nuestra empresa en un entorno operativo y financiero desafiante, pero también lleno de oportunidades”.

Por su parte, el secretario general del STPRM, Luis Ricardo Aldana Prieto, reiteró que los acuerdos darán viabilidad y mejores condiciones laborales en la relación Pemex-trabajadores.

Asimismo, reconoció el apoyo y el ambiente de respeto durante el proceso de negociación, tanto de las autoridades de la institución como de la Presidenta de México, Dra. Claudia Sheinbaum Pardo, por su liderazgo y visión a favor de la soberanía energética y de los derechos de las y los trabajadores de Petróleos Mexicanos.

“Con este acuerdo se completa la cuadragésima revisión del Contrato Colectivo de Trabajo, reflejo de más de 80 años de colaboración entre Pemex y el STPRM, y se fortalece una relación laboral basada en la confianza, el compromiso y la responsabilidad compartida”.

De acuerdo con la carta SULZER57-25, en poder de Proceso, la compañía solicitó al director general de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, que se finiquiten 40 facturas vencidas, algunas de ellas con 15 meses de retraso.

“La falta de pago está comprometiendo de forma crítica nuestra capacidad para seguir suministrando los insumos y servicios necesarios para los proyectos actualmente en ejecución con Pemex”, señaló la misiva.

Sulzer insistió que sin el pago correspondiente no podrá garantizar la continuidad operativa de las plantas combinadas en distintos centros de trabajo, ni el cumplimiento de las normativas ambientales y contractuales, entre ellas la NOM-001-SEMARNAT-2023.

“Le solicitamos su gestión para el pago inmediato de las 40 facturas vencidas por un monto total de 528.4 millones de pesos correspondientes al suministro de internos para las torres de destilación del SNR, siendo importante reiterar que algunas facturas tienen 15 meses de atraso en su pago, así como el plan/calendario de pagos propuesto para estas facturas”, insistió la carta firmada por Eugenio Flores Gómez Murray, gerente de Ventas de Sulzer Chemtech.

Los trabajos realizados por la compañía para Pemex se concentraron en las refinerías de Minatitlán, Salina Cruz, Cadereyta y Tula, donde Sulzer suministró componentes esenciales para el procesamiento de crudo y la modernización de las torres de destilación del SNR.

Los agentes colocadores son BofA, Citi (B&D) y JPMorgan. También participan en la operación Deutsche Bank, Goldman Sachs, Mizuho, y Sumitomo Mitsui Banking Corporation.

La colocación se espera para más tarde en el día, agregó IFR.