En la historia reciente de México, pocos documentos han generado tantas expectativas y dudas como el Plan Estratégico de Pemex 2025-2035, presentado por la presidenta Claudia Sheinbaum en agosto. La propuesta promete lo que durante décadas ha parecido inalcanzable: que la empresa más endeudada del mundo alcance la estabilidad financiera, aumente su producción, revitalice sus plantas petroquímicas y fertilizantes, y al mismo tiempo reduzca su huella ambiental.
Para algunos especialistas, el plan representa un esfuerzo serio y con respaldo político; para otros, se trata de una apuesta con metas poco realistas frente a la magnitud de los retos.
Según establece el documento, el Plan Estratégico se enfoca “en la estabilización de la empresa para alcanzar una producción sostenible de hidrocarburos, mantener el rol clave en el abasto suficiente de combustibles en el país y una mayor producción de petroquímicos y fertilizantes”.
Para alcanzar esta meta, la petrolera buscará enfocarse en los contratos de desarrollo mixtos y otros esquemas de financiamiento con el sector privado para complementar sus capacidades técnicas, operativas, financieras y de ejecución para el desarrollo de proyectos productivos.
Contratos mixtos: muchas dudas
Uno de los pilares del plan son los contratos de desarrollo mixtos con el sector privado. En teoría, estos esquemas permitirían a Pemex sumar capital y tecnología externa sin ceder el control de los proyectos. Sin embargo, voces críticas como la de Gonzalo Monroy, director de GMEC, sostienen que el diseño actual de los contratos resulta “muy poco atractivo” a nivel internacional. “Son condiciones que generan contratos de baja rentabilidad, poco atractivos frente a las oportunidades en países como Brasil o Guyana, donde los descubrimientos y los marcos contractuales son mucho más favorables”, advierte.
Tanto Brasil y Guyana ofrecen marcos regulatorios más competitivos y han captado inversiones millonarias tras el descubrimiento de grandes yacimientos en aguas profundas. En ese contexto, la percepción es que Pemex compite en desventaja en el mercado global de capital. Además, Monroy subraya que las grandes petroleras internacionales difícilmente participarán, lo que abre la puerta a empresas de menor escala y sin la tecnología para operar campos maduros o complejos, limitando el potencial de éxito de los proyectos.
A la complejidad de los contratos se suma la lentitud de su integración. Miriam Grunstein, abogada y socia fundadora de Brilliant Energy Consulting, advierte que, aunque la presidenta ha mencionado la firma de 11 convenios, varios participantes reportan procesos suspendidos debido a una avalancha de dudas técnicas y legales. “Así como no puedo desmentir a la presidenta, porque no lo sé, también tengo certeza de que hay participantes dentro del proceso que están en un periodo de suspensión. Hay más de 6,000 preguntas de los interesados sobre distribución de riesgos, costos y beneficios. El proceso está suspendido porque Pemex no logra responder con claridad. Eso refleja un modelo aún inmaduro”, señala la investigadora asociada del Baker Institute.
Este retraso revive recuerdos de intentos fallidos en administraciones anteriores, por ejemplo, en el sexenio de Felipe Calderón, se buscó impulsar los contratos incentivados para atraer inversión privada, pero la falta de claridad regulatoria y la resistencia política limitaron su impacto.
¿Es realista la apuesta por más producción?
El plan establece como meta alcanzar 1.8 millones de barriles diarios de producción de crudo. Para ello, se propone desacelerar el declive de yacimientos maduros, aplicar técnicas de recuperación secundaria y terciaria, y reactivar campos marginales. Aunque Ulises Hernández, subdirector de Exploración de Pemex, reconoce que las reservas actuales en aguas someras y áreas terrestres son insuficientes para sostener a la empresa en el largo plazo.
De ahí que se busque diversificar hacia yacimientos de geología compleja y áreas frontera; esto implica explorar tecnologías más costosas y riesgosas. “Si bien no son el enfoque de la estrategia exploratoria, el avance en la evaluación de los yacimientos de geología compleja va a permitir tener estas alternativas de diversificación que puedan contribuir a satisfacer la demanda interna tanto de gas natural como de hidrocarburos líquidos dada ya la madurez de lo que tenemos en los plays tradicionales”, explicó el funcionario de Pemex durante su participación en la inauguración del 60 aniversario del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).
Aquí surge otro tema sensible: la posibilidad de usar fracking para explotar gas y petróleo de lutitas. Si bien Pemex ya la ha aplicado de manera limitada, esta técnica enfrenta una fuerte oposición social y ambiental debido al consumo de agua y al posible riesgo de contaminación.
“Para aumentar la producción de gas natural y reducir las importaciones, se necesita de la producción de campos no convencionales con estas técnicas, que los ecologistas y los medioambientalistas están totalmente en contra —incluso ya se van a amparar—, han estado implementando estrategias para impedir que en México se regrese o se aumente, porque ya se lleva a cabo el fracking por parte de Pemex, aunque no se reconozca, pero esta producción de shale gas, gas de lutita, está en veremos”, señala Susana Cazorla, directora de SICEnrgy & Madero.
Respaldo financiero: alivio con muchas dudas
Más allá de la producción, el verdadero desafío de Pemex es su deuda superior a US$100,000 millones. El plan de la presidenta Claudia Sheinbaum plantea que, a partir de 2027, la empresa deje de depender de inyecciones de capital público para cubrir gastos operativos y servicio de deuda.
La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) ha instrumentado mecanismos como las Notas Estructuradas Pre Capitalizadas (P-Caps), que aportan liquidez sin garantía soberana directa. Esta innovación fue bien recibida por los mercados.
Ante este instrumento, el mercado respondió con entusiasmo. Por ejemplo, en agosto, Fitch Ratings elevó la calificación de Pemex a BB y, un mes después, la calificadora colocó en “Observación Positiva” las calificaciones de incumplimiento de emisor de largo plazo en moneda local y extranjera, después de que se anunciara una oferta pública para la recompra de bonos que vencen entre 2026 y 2029.
Fitch no fue la única agencia calificadora en mostrar una visión más positiva de Pemex. En el caso de Moody’s, se habló de una “señal positiva” y S&P Global reconoció que el respaldo soberano sostiene la confianza de los inversionistas. No obstante, analistas internacionales, como UBS, mantienen reservas. A su juicio, Pemex seguirá siendo el mayor pasivo de la Secretaría de Hacienda y el nuevo plan no representa un cambio radical frente a la estrategia aplicada desde 2018, cuando inició la administración de Andrés Manuel López Obrador. En su análisis, el éxito financiero dependerá de tres factores inciertos: la participación privada, la disciplina en recorte de gastos y la capacidad de ejecutar proyectos rentables.
En resumen: los mercados reconocen el apoyo del Gobierno de México, pero dudan de la capacidad estructural de Pemex para sostenerse sola. La experiencia de otras petroleras estatales ofrece lecciones útiles. Petrobras, en Brasil, consiguió superar una crisis de deuda y corrupción mediante una mezcla de disciplina fiscal, apertura parcial al capital privado y mejoras de gobernanza. Hoy, es considerada un referente en exploración en aguas profundas.
En contraste, PDVSA, en Venezuela, muestra lo que ocurre cuando la politización, la falta de inversión y la corrupción dominan a una empresa estatal: caída abrupta de producción, infraestructura deteriorada y aislamiento internacional.
Pemex se encuentra en un punto intermedio. Su tamaño y sus reservas le otorgan un papel central en la seguridad energética de México; sin embargo, sin reformas profundas corre el riesgo de acercarse más al ejemplo venezolano que al brasileño.
Transición verde: la meta que se ve más lejana
El plan estratégico también plantea una meta ambiental: cero quema rutinaria de gas para 2030. La promesa responde a los compromisos internacionales de México en el Acuerdo de París y en la COP 28, donde se instó a los países a reducir emisiones de metano y otros contaminantes de corto plazo.
“Sin descuidar la atención de las necesidades de energía del país. Asimismo, para reducir la huella de carbono de sus operaciones, entre otros, se ratifica el compromiso de cero quema rutinaria de gas para 2030 en las actividades de exploración y extracción”, se puede leer en el documento titulado Pemex: Plan Estratégico 2025-2035.
Aunque datos del Banco Mundial muestran que México fue en 2024 el país con mayor aumento relativo en quema de gas entre los principales productores. Esto significa que por cada barril de petróleo se quemó 10% más gas que en 2023, un retroceso que pone en duda la viabilidad de los objetivos establecidos. Además, a través de la Alianza Mundial para la Reducción de la Quema de Gas y de las Emisiones de Metano (GFMR), del Banco Mundial, se explica que, en 2024, México aumentó la cantidad de gas natural quemado por barril de petróleo más que cualquier otro de los nueve países con mayor quema.
¿Qué sucede a nivel global? Empresas estatales como Saudi Aramco y Petrobras ya desarrollan proyectos de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS), modernización de antorchas y reaprovechamiento de gas asociado. Pemex, en cambio, apenas comienza a anunciar programas piloto en estas áreas. El reto no es menor: para acceder a financiamiento internacional, sobre todo de fondos verdes y multilaterales, Pemex tendrá que demostrar avances verificables en reducción de emisiones.
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