Alianzas Pemex-privados: pieza clave de la estrategia energética nacional
Las alianzas Pemex-privados son imprescindibles para ampliar la eficiencia y rentabilidad de los campos petroleros terrestres y marinos en México. Desde 2015, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y Petróleos Mexicanos han impulsado mecanismos de asociación bajo contratos de exploración y extracción que buscan transferir tecnología, compartir riesgos y elevar la producción. En 2025, el balance de estos convenios revela avances desiguales que obligan a repensar su rol estratégico.
El legado de las rondas y la apertura: campos compartidos bajo la lupa
Entre 2015 y 2018, la CNH adjudicó 112 contratos en distintas rondas licitatorias, de los cuales 107 siguen activos y cinco han sido terminados anticipadamente. Solo dos de estos contratos corresponden a farmouts, un modelo en el que Pemex comparte operación con socios privados: Trion, en aguas profundas del Golfo de México, y Cárdenas-Mora, en tierra, Tabasco.
Trion, operado por Woodside Energy y Pemex, es considerado el proyecto más emblemático: con una inversión total estimada en 10,434 millones de dólares, se espera que produzca hasta 110,000 barriles diarios de petróleo a partir de 2028. El plan, aprobado por CNH en 2023, contempla la recuperación de 434 millones de barriles y 219 mil millones de pies cúbicos de gas hasta 2052.
Cárdenas-Mora, en cambio, no cuenta con cifras actualizadas en fuentes públicas recientes. Fue asignado en 2017 al consorcio Cheiron–PEP, pero su desempeño ha sido menos destacado y se encuentra en fase de estabilización.
Además de estos farmouts, otros contratos derivados de las rondas —particularmente de la Ronda 1.3 y la 2.2— siguen operando en campos terrestres como Ébano, operado por DS Servicios Petroleros, con producción sostenida.
¿Qué tan efectivos han sido estos esquemas?
De acuerdo con la CNH (mayo de 2024), los contratos adjudicados durante las rondas han permitido una producción promedio de 169 mil barriles de petróleo por día y 192.1 millones de pies cúbicos de gas diario. Si bien representan un volumen inferior al proyectado inicialmente (que estimaba más de 300 mil barriles diarios para 2024), su importancia relativa en exploración y desarrollo tecnológico es notable.
Los contratos contribuyen en torno al 5–6% de la producción nacional de petróleo, pero representan más del 15% de la inversión privada en exploración, según estimaciones de Wood Mackenzie y la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (AMEXHI). Este desequilibrio evidencia que su valor reside más en la expansión futura de reservas y en el conocimiento técnico transferido que en la producción inmediata.
En el caso de Trion, el proyecto es pionero en aguas ultraprofundas mexicanas y podría posicionar a Pemex como socio estratégico en entornos de alta complejidad técnica. La CNH considera que la curva de aprendizaje en este tipo de contratos ha sido valiosa para elevar estándares regulatorios y de transparencia.
Propuestas y desafíos para relanzar los farmouts
Aunque la política energética desde 2019 frenó nuevas licitaciones, diversos actores del sector —incluyendo la AMEXHI y analistas como Gonzalo Monroy y Arturo Carranza— han propuesto reactivar farmouts como herramienta para capitalizar campos no prioritarios de Pemex. Uno de los casos más citados es Lakach, en aguas profundas del Golfo, que no logró concretar una asociación con New Fortress Energy en 2022.
Los principales desafíos incluyen:
- Incertidumbre jurídica: La cancelación de futuras rondas desde 2019 ha generado cautela en los inversionistas internacionales.
- Rezago en infraestructura terrestre: Muchos de los campos del sur presentan deficiencias logísticas que reducen la eficiencia operativa.
- Débil monitoreo de desempeño: Aunque la CNH publica tableros y reportes, faltan métricas uniformes sobre efectividad técnica y financiera de cada contrato.
En respuesta, se discute la posibilidad de crear modelos híbridos de asociación: esquemas de servicios con incentivos variables por productividad, licitaciones técnicas con transferencia progresiva de operación, o nuevos farmouts focalizados en campos maduros que Pemex no puede desarrollar por sí solo.
Más allá de las cifras: ¿renovación o repliegue?
Las alianzas Pemex-privados no deben evaluarse únicamente por barriles extraídos, sino por su impacto en la diversificación del riesgo, el acceso a nuevas tecnologías y la atracción de capital a largo plazo. El caso Trion demuestra que los farmouts bien estructurados pueden generar valor para el Estado sin ceder el control soberano sobre los recursos.
Reactivar estos mecanismos no implica privatización, sino optimización. En un entorno energético global más competitivo, con presiones fiscales y metas de transición energética, Pemex no puede —ni debe— actuar solo. Las asociaciones inteligentes serán, más que una opción, una necesidad estratégica.
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