Obstáculos financieros y operativos empañan llamado de Slim para rescatar Pemex Expansión

El llamado de Carlos Slim para que el sector privado apoye a Pemex puso nuevamente bajo los reflectores la necesidad urgente de aumentar la producción nacional de crudo, pero también abrió un debate sobre los riesgos de invertir en una empresa con serios problemas de impago. Durante su participación en un evento por el Día del Ingeniero, el empresario más rico de México señaló que debido a que Pemex no está pagando a proveedores y productores, las empresas han frenado proyectos y se van. "Hay que encontrar una solución para que Pemex esté en una mejor posición”, dijo.

Slim, cuya empresa Grupo Carso participa en proyectos petroleros, subrayó que hay que invertir más en producción que en exploración y que los privados produzcan más barriles de petróleo para mejorar la situación de Pemex. Aunque la intención de reforzar la producción con apoyo privado no es nueva, la reforma energética de octubre de 2024 estableció un nuevo marco para hacerlo viable: los llamados contratos mixtos, esquemas en los que Pemex conserva al menos 40% de participación, mientras que los privados asumen los costos, riesgos e inversiones de desarrollo. La lógica detrás de estos contratos es clara: se eligen campos con reservas probadas, en los que se pueda obtener producción incremental en corto plazo, lo cual permite recuperar la inversión más rápidamente. Sin embargo, su éxito dependerá de factores clave como la calidad del crudo, la transparencia en las condiciones contractuales y, sobre todo, la garantía de pagos. “Hay que perforar pozos, sí, pero se necesitan campos que puedan incrementar la producción en cuanto al volumen de barriles por pozo, y para eso hay que hacer una buena selección”, explicó Ramsés Pech, socio de Grupo Caravia. El especialista subrayó que Pemex debe enfocarse en pozos con crudo ligero, más valioso en el mercado por su mayor rendimiento y menor costo de refinación. También advirtió que el crudo mexicano ha enfrentado quejas por parte de Estados Unidos debido a altos niveles de agua y sal, un problema reconocido por la propia petrolera en febrero. “Luego, hay que ver para qué se quiere ese petróleo crudo y los condensados, porque esos dos se mezclan y se meten a las refinerías y otra parte se destina a la exportación. El crudo debe ser de la mejor calidad posible para que sea mejor pagado”, dijo Pech. Además, aunque la reforma energética contempla 11 campos iniciales bajo contratos mixtos, la mayoría de ellos alcanzará su pico de producción entre 2025 y 2028, lo que representa un desfase frente a la urgencia de estabilizar la producción actual, que ya muestra signos de estancamiento. La falta de liquidez de Pemex es un obstáculo estructural. Pemex Exploración y Producción (PEP), la subsidiaria encargada de estas operaciones, ya ha ejercido más del 70% de su presupuesto de 180,500 millones de pesos para 2025 en apenas tres meses, con un gasto acumulado superior a 99,600 millones. “La exploración también enfrenta una situación crítica”, apuntó Pech. “En los contratos mixtos que están por venir, no están contemplados proyectos de exploración, solo son proyectos de campos que ya están en desarrollo, que están produciendo y necesitan inversión para hacer una producción incremental y mantenerse”. Esto significa que, mientras la producción se busca incrementar con recursos privados, la exploración —necesaria para reponer reservas— sigue siendo responsabilidad exclusiva del Estado, y depende de un presupuesto limitado que apenas alcanza para sostener las operaciones actuales. “La responsabilidad de reincorporar nuevas reservas va a estar ligada a la empresa del Estado, y esto va a depender del monto y del dinero que le puedan dar en el futuro”, señaló el analista.