Contratos mixtos de Pemex tropiezan y alejan inversión clave

Los contratos mixtos promovidos por Petróleos Mexicanos (Pemex) para revertir la caída en la producción de crudo no han logrado atraer a empresas del sector, lo que ha encendido alertas entre especialistas sobre la viabilidad del modelo, según información de REFORMA.

Uno de los casos más representativos es la cancelación del proyecto Nobilis-Maximino en aguas profundas, considerado el más relevante dentro de los 21 planes estratégicos de la petrolera, lo que evidenció las dificultades para captar inversión especializada.

De acuerdo con expertos, el diseño de estos contratos limita los incentivos para las grandes compañías, al restringir la flexibilidad financiera y complicar la recuperación de inversiones en exploración y producción. Javier Estrada, director de Analítica Energética, señaló que la participación privada en algunos proyectos es reducida, lo que disminuye su atractivo.

En campos como Tamaulipas Constituciones y Sini-Caparroso, la inversión privada es menor a 20 por ciento, mientras que en otros como Agua Fría y Cuervito no alcanza el 50 por ciento, según datos de Pemex.

A esto se suma la incertidumbre en los mecanismos de pago, ya que posibles retrasos en instrumentos como pagarés podrían afectar la rentabilidad para las empresas, advirtió Estrada.

En contraste, esquemas anteriores como las rondas petroleras lograron atraer a firmas internacionales como Talos, operador del campo Zama, aunque este proyecto no ha iniciado producción debido a obstáculos atribuidos a Pemex.

Paralelamente, la empresa productiva del Estado firmó cuatro contratos para rehabilitar más de 500 pozos en Tabasco, Veracruz y Tamaulipas, con el objetivo de incrementar la extracción de crudo. Sin embargo, estos trabajos representarán un costo hasta 35 por ciento mayor que si fueran realizados directamente por la propia petrolera.

Especialistas estiman que el impacto de este programa será limitado, ya que en el mejor escenario aportaría entre 12 mil y 20 mil barriles diarios, insuficientes para revertir la tendencia a la baja en la producción.

Bajo este esquema, Pemex pagará a las empresas una tarifa ligada al volumen de hidrocarburos recuperados, mientras que los privados asumirán la inversión, ingeniería, operación y mantenimiento de los pozos. Los contratos adjudicados incluyen Macuspana-Muspac, Poza Rica-Altamira, Samaría-Luna y Bellota-Jujo, este último ganado por Dowell Schlumberger.

La petrolera pagará entre 21.33 y 27.17 dólares por barril extraído, un rango que, según Francisco Barnés de Castro, director de Cifra2 Consultoría, resulta atractivo para las compañías. Gonzalo Monroy, director de GMEC, indicó que este tipo de contratos podría ser ejecutado por Pemex a un menor costo en condiciones financieras óptimas.