Pemex apunta hacia la diversificación con socios

El gobierno mexicano espera que por lo menos la quinta parte de la producción nacional de hidrocarburos, unos 400,000 barriles diarios en el promedio de la próxima década, provenga de campos de Petróleos Mexicanos (Pemex) en asociación con privados si se consideran sólo los nuevos contratos mixtos y la extracción en aguas profundas, por lo que la elección de geologías y aliados será indispensable para garantizar la continuidad en las operaciones de la petrolera del Estado mexicano.

Luego del anuncio del arranque del desarrollo en el campo Trión a un tirante de agua de 2.5 kilómetros en el Golfo de México y la adjudicación de siete contratos mixtos para participación de privados, las expectativas de Pemex se elevan a que de estas geologías se extraerán como mínimo 180,000 y hasta 542,000 barriles diarios de petróleo entre el 2028 y el 2038, cuando se espera sostener la producción nacional en 1.8 millones de barriles por día.

Para llegar a estas métricas, Pemex mantendrá su alianza con su socio operador del proyecto en Trión: la empresa australiana Woodside Energy, mientras según el reporte al cierre del cuarto trimestre del año pasado, firmas como Consorcio 5M del Golfo, Geolis, Petrolera Miahuapán y la subsidiaria de Grupo Carso GSM Bronco han obtenido contratos de entre 10 y 20 años de vigencia para desarrollar campos terrestres en alianza con la estatal petrolera.

Y cabe recordar que desde las rondas de licitación de la antepasada administración, Pemex migró asignaciones a contratos con socios como Diavaz y Cheiron, y previamente adjudicó contratos integrales y de obra pública financiada en campos terrestres del Norte y del Sur a empresas como Baker Hughes, Schlumberger y Petrofac.

A lo anterior se añade que Pemex ha diversificado de manera importante su extracción en los yacimientos productores, ya que de la tradicional Región Marina Noreste donde se ubican los activos Cantarell y Ku Maloob Zaap se redujo en los últimos 10 años de una participación de 50% a 39% en el total nacional la producción, que en 2025 se ubicó en 644,994 barriles por día en promedio.

Y esto ha sido compensado con que las regiones terrestres Norte y Sur del país han elevado de 22% a 36% su aportación a la producción total de Pemex entre el 2015 y el 2025, ya que en el último reporte anual reportaron juntas 590,211 barriles por día.

Más contratos, prioridad

Según el analista del sector energético mexicano, Ramsés Pech, Pemex y la Secretaría de Energía deben priorizar los campos que puedan incrementar la producción en el corto plazo. Y para ello será necesario ampliar la cantidad de contratos mixtos, cuya efectividad dependerá del tipo de empresas participantes; si se trata de compañías locales, su desempeño estará condicionado a la disponibilidad de equipos y tecnología.

“Pemex y la Secretaría de Energía deberían considerar la implementación de contratos mixtos para el desarrollo de campos ubicados en formaciones de baja permeabilidad, especialmente ante la inminente publicación de una nueva normativa para el manejo de agua congénita. Esta estrategia podría facilitar la obtención de crudo ligero, lo cual beneficiaría al sistema nacional de refinación al incrementar la producción de combustibles como gasolina y reducir los requerimientos de mantenimiento”, dijo.

En estas geologías donde será necesario garantizar la seguridad de los operadores existe cierto rezago, pero permitir que la inversión privada asuma el riesgo podría generar, a corto plazo, un aumento significativo en la producción incremental, aprovechando la experiencia adquirida por países vecinos, dijo el experto.

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