Pemex ultima contratos mixtos con privados

Luego de que en el Primer Informe de gobierno de la presidenta Sheinbaum se refiriera el avance de los primeros 11 de 21 contratos contemplados para este 2025, la estatal dijo a El Economista que se están realizando los procesos para definir los proyectos.

Petróleos Mexicanos (Pemex) prepara los últimos detalles para llevar a cabo la operación de sus nuevos contratos mixtos para el desarrollo de campos petroleros, en que buscará maximizar los recursos de campos de todas sus geologías recargándose en el capital privado mediante esquemas de asociación.

Con ello, la estatal enfrentará un desafío por la premura y la forma en que se licitan, así como por las condiciones de los contratos, dijeron expertos.

Según el primer informe de gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum, a la fecha, se ha concretado la firma de los primeros 11 contratos mixtos, como parte de una etapa inicial.

“Actualmente, Pemex avanza en el proceso de formalización de un segundo grupo de asignaciones bajo este mismo esquema, cuyo cierre está previsto antes de finalizar el año”, según el documento del Ejecutivo. Sin embargo, no se especificó cuáles campos ya fueron adjudicados.

A su vez, el área de comunicación Pemex detalló a El Economista que se están realizando los procesos para determinar los proyectos a realizar bajo la figura de contratos mixtos y que cuando se tenga la información precisa y concreta de los proyectos (circunstancia que no se ha dado) se darán a conocer todos los detalles.

Los 21 campos de hidrocarburos agrupados en contratos mixtos que Pemex hizo públicos dentro de su Plan Estratégico 2025-2030 son: Tlatitok-Sejkan, Macuil-Paki, Arenque, Kayab-Pit-Utsil, Xikin, Tetl (recuperación secundaria), Tlacame (recuperación secundaria) Ayatsil (recuperación secundaria) y el Casquete de gas Akal, en aguas someras.

En tierra: Tupilco terciario, Miquetla, Sini-Caparroso, Macavil, Cuervito, Madrefil-Bellota, Pánuco, Agua Fría y Tamaulipas Constituciones. Y en aguas profundas: Exploratus, Cratos y Nobilis-Maximino.

Juan Acra, presidente del Consejo Mexicano de la Energía (Comener) consideró que los adeudos de Pemex con sus proveedores minan su posición para buscar a empresas petroleras con experiencia y recursos para participar en estas licitaciones y se debe tomar en cuenta que los recursos petroleros que pondrá en concurso Pemex están justo en zonas de difícil explotación, en las que se requieren recursos y amplia experiencia.

“La preocupación principal es la calidad y capacidad de los contratistas que decidan participar en estos contratos. Ya vivimos los ‘Contratos Incentivados’ de la reforma del 2008 implementados en 2011 los cuales con posterioridad se modificaron para volverlos de Obra Pública Financiada – con el consecuente impacto de deuda pública, y que, en algunas instancias, terminaron siendo asignados a contratistas sin experiencia, nuevos en upstream y con las que PEP tiene hoy adeudos multimillonarios y posibles conflictos”, dijo el especialista.

Ramsés Pech, analista del tema, consideró que, dado que entre las empresas del sector se desconoce cualquier convocatoria abierta, se presume que las licitaciones se están realizando mediante procesos de invitación directa a las empresas, por lo que espera que la información que surja en los cuartos de datos que se han abierto para campos como Cuervito, Tamaulipas y Kayab-Pit-Utsil contengan todo lo necesario para una buena evaluación por parte del contratista.

“Algún dato que falte para revisar los recursos y su factibilidad podrá volverse muy costoso a la hora de operar los campos, porque se tratará primero de sacar los costos y después obtener ganancia, lo que sólo se puede hacer con un diseño súper meticuloso”, dijo.

En su informe de resultados del segundo trimestre del año, Pemex informó que los ingresos de los contratos deberán cubrir siempre en primer lugar las obligaciones fiscales, con un máximo de 30% sobre ingresos para recuperación de costos, participación de cada contratista según su porcentaje del contrato y un mínimo de 40% para Pemex.