Contratos mixtos de Pemex, un año después: balance de firmas, no de barriles

Lo que prometía el Plan

El Plan Estratégico 2025-2035, presentado el 5 de agosto de 2025, hizo del contrato mixto la pieza central de su estrategia de producción. La Ley del Sector Hidrocarburos de marzo de 2025 creó las asignaciones para desarrollo mixto, en las que Pemex conserva la titularidad y contrata a un tercero; el Plan identificó 21 proyectos bajo ese esquema —11 documentados y 10 en validación—, que "podrían aportar en conjunto hasta 450 mil barriles diarios (mbd) de aceite en su punto máximo" hacia 2033, "aproximadamente el 25 % de la producción nacional esperada" para ese año FACT. El documento señalaba a Kayab-Pit-Utsil, Nobilis-Maximino y Exploratus como los proyectos que "representan la mayor aportación al volumen total" FACT. Todo ello al servicio de la meta nacional de 1,8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos.

El instrumento no es una concesión ni un contrato de producción compartida como los de 2015-2018: Pemex es el asignatario, conserva al menos el 40 % y no puede transferir el derecho; el socio financia la totalidad del capital y de la operación; con los ingresos se cubren primero impuestos y derechos, después la recuperación de costos y solo el resto se reparte; según el propio informe anual 20-F de Pemex, estos contratos solo pueden celebrarse "dentro de las áreas asignadas para tal fin por la Secretaría de Energía" FACT. Sobre el papel, es la primera puerta real al capital privado en el upstream mexicano desde 2018 INTERPRETATION. Un año después, lo que hay detrás de esa puerta se mide en firmas.

Lo que hay un año después

La secuencia se conoce por la prensa especializada, porque Pemex no la reporta: el Reporte 2T26 no contiene una sola mención a los contratos mixtos FACT. A finales de abril de 2026 Pemex había adjudicado 10 contratos, 9 firmados y uno —Cinco Presidentes-Rodador— pendiente; en septiembre el director general habló de "10 contratos firmados" FACT. Según Expansión, al 5 de agosto solo 4 campos mostraban avances operativos —Agua Fría, Madrefil-Bellot, Sini-Caparroso y Tamaulipas-Constituciones—, con 19 intervenciones y cero barriles incrementales frente a una meta de 90 mbd para 2026; los 11 proyectos restantes seguían en análisis FACT.

A mediados de julio, Reforma informó de la cancelación de cuatro proyectos mixtos —entre ellos Nobilis-Maximino, en aguas profundas, y Kayab-Pit-Utsil— por plazos insuficientes para atender las observaciones de las empresas participantes; Pemex no ha confirmado públicamente esa información ESTIMATE. El registro documental oficial dice otra cosa con fecha anterior: el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos, publicado en el DOF el 7 de septiembre de 2026 con datos de contratos al 31 de diciembre de 2024, sigue listando Nobilis-Maximino como proyecto de desarrollo mixto "Aprobado" (Tabla 4.3), y esa discrepancia con la información de prensa de 2026 no ha sido aclarada por Pemex en fuente primaria FACT. De confirmarse, dos de los tres proyectos que el Plan identificaba como mayores aportadores de volumen habrían salido de la cartera sin recibir una oferta viable. Los cuatro contratos con actividad son campos terrestres maduros; las proyecciones del Plan descansaban en aguas someras y profundas.

Dato. Plan 2025-2035: 21 proyectos, hasta 450 mbd en 2033. Agosto de 2026: 10 adjudicados, 4 con actividad, 0 barriles incrementales. Reporte 2T26 de Pemex: ninguna mención a los contratos mixtos.

Mientras tanto, la producción no se mueve. Los hidrocarburos líquidos promediaron 1.658 mbd en el segundo trimestre y 1.656 mbd en julio sin contar socios (1.674 mbd con ellos), frente a la meta de 1.800; las exportaciones de crudo cayeron a 450 mbd, un 25 % menos que un año antes, y entre enero y julio Pemex importó más petrolíferos (540,6 mbd) de los que exportó de crudo (452 mbd) FACT. La estabilización que Pemex atribuye a Ixachi, Bakté, Itta, Koban y Maloob es mérito de la propia empresa, no de los contratos mixtos INTERPRETATION.

La restricción es la contraparte, no el apetito

La lectura fácil es que el capital privado no quiere México. Los datos dicen otra cosa. En junio de 2026, la Comisión Federal de Electricidad adjudicó su primera convocatoria de desarrollo mixto con 7.411 MW en 37 proyectos de 31 desarrolladores, un 114 % de lo solicitado FACT. El mismo país, la misma reforma, el mismo principio de prevalencia estatal, y una respuesta masiva. La diferencia está en la estructura: en electricidad el privado construye y opera su planta y cobra por energía entregada con un calendario previsible; en el contrato mixto financia el 100 %, opera bajo un Comité Operativo con decisiones estratégicas por unanimidad, cobra en último lugar de la prelación y su contraparte es Pemex INTERPRETATION.

Esa contraparte tiene hoy una calidad crediticia precisa. Moody's afirmó el 22 de mayo de 2026 la calificación B1 con perspectiva estable, pero mantuvo el perfil individual en "ca", con necesidades de financiación que estima en unos US$14.900 M anuales en 2026-2028, y advirtió que "los esquemas de desarrollo actuales difícilmente aumentarán la producción de forma material" FACT. S&P mantiene BBB con perspectiva negativa desde mayo de 2026 y un perfil individual "ccc+"; Fitch subió a BB+ en octubre de 2025 tras una recompra de bonos financiada por el Gobierno FACT. Las tres dicen lo mismo con distinta gramática: Pemex es solvente porque el Estado paga.

Ese juicio tiene un fondo estructural que no es nuevo. En su informe anual 20-F de 2025, presentado ante la SEC el 30 de abril de 2026, Pemex reitera —como en cada ejercicio— que, bajo la Ley de Concursos Mercantiles, "Petróleos Mexicanos cannot be subject to bankruptcy proceedings"; que sus contratos de financiación no contienen covenants financieros ni eventos de incumplimiento por patrimonio negativo; y que ese patrimonio era negativo en MXN 1,9 billones al cierre de 2025, tras aportaciones de capital del Gobierno de MXN 395.300 M en el año FACT. Parte de la prensa lo presentó en septiembre como una admisión reciente ante la SEC; es una revelación recurrente del informe anual. Lo que significa para un socio contractual es más prosaico: no existe un procedimiento de reestructuración ordenada al que acudir, y la capacidad de pago de la contraparte es, en última instancia, la del presupuesto INTERPRETATION.

Y el Estado paga menos. La deuda financiera bajó a US$77.500 M al 30 de junio de 2026, un 9,1 % menos que al cierre de 2025; en el primer semestre el Gobierno aportó MXN 100.444 M de capital, un 6,2 % más que un año antes FACT. Pero el apoyo previsto para todo 2026 en los Pre-Criterios de Hacienda es de MXN 177.100 M, un 55,3 % menos que en 2025, y el propio Plan asume que Pemex no necesitará ayuda para amortizar deuda desde 2027 FACT. Los Criterios Generales de Política Económica 2027, entregados el 8 de septiembre, ponen cifra a esa retirada sin completarla: la transferencia del Gobierno Federal a Pemex para amortizaciones de deuda y créditos bancarios se plantea en MXN 81.100 M en 2027, frente a los 263.476 M aprobados para 2026 en el programa del Ramo 18 que la canaliza; con ella, Hacienda proyecta un superávit financiero de la empresa de 95.100 M —14.000 M sin ella—, techos de endeudamiento de 160.600 M y US$5.259 M, e ingresos propios de 773.800 M, un 10,3 % real menos que en 2026 FACT. Para quien firma a diez o veinte años y cobra del flujo del proyecto tras la prelación fiscal, la pregunta no es si Pemex tiene grado de inversión, sino qué ocurre con su calendario de pagos cuando el respaldo se retira INTERPRETATION. La cifra que la industria pone sobre la mesa es de otra naturaleza: en el foro del Consejo Coordinador Empresarial del 2 de septiembre, el director general de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi) situó la carga fiscal de los contratos mixtos en el 85-90 %, frente al 60-65 % de proyectos no convencionales en otros países, al estimar en unos US$108.000 M la inversión necesaria en 24 proyectos de gas no convencional; es la estimación de la asociación de operadores privados —parte interesada—, no una cifra de Pemex, de Sener ni de Hacienda, y compara con no convencionales, no con el régimen mexicano de licencias de 2015-2018 ESTIMATE.

Qué cambia para el capital

Para el operador privado que ya firmó, el contrato mixto es hoy una opción sobre un cambio de reglas más que un flujo de caja: el valor está en la posición adquirida si las condiciones se renegocian, no en los barriles de 2026 OPINION. Para quien no firmó, importa el mensaje del 2 de septiembre. En el foro del Consejo Coordinador Empresarial sobre el Plan México, el director general de Pemex —en el cargo desde mayo de 2026— pidió "acelerar los contratos mixtos e irnos no solo de lo que está establecido en la Ley de Hidrocarburos, sino lo que nuestra propia ley de Petróleos Mexicanos nos permite", con participación privada en exploración (aguas profundas, sísmica), recuperación mejorada, mantenimiento del sistema de refinación, petroquímica y logística, compartiendo "riesgos, costos, inversión y beneficios" sin ceder "el control del interés público", y anunció mesas de trabajo con empresas privadas; Pemex no emitió boletín y la intervención se conoce por tres crónicas coincidentes FACT. Es un reconocimiento implícito de que el instrumento de 2025 no bastó, y la primera vez desde 2018 que Pemex admite que el diseño, y no solo el precio, es negociable INTERPRETATION.

Para el financiador, la lección es de contraparte. El mercado acepta riesgo mexicano de generación apalancada —lo mostramos en la rotación de Iberdrola a Cox— y acepta riesgo Pemex vía soberano en el mercado de bonos; lo que no ha aceptado es riesgo Pemex a nivel de proyecto sin garantía de pago explícita. Un esquema nuevo que no resuelva ese punto —cuenta de garantía, prelación mejorada, cobro en especie— repetirá el balance de 2026 FORECAST.

Para la empresa de servicios, en cambio, el contrato mixto ya funciona: las 19 intervenciones en cuatro campos son trabajo real pagado por el socio privado, y ese mercado crece con cada firma aunque no aparezca un barril incremental INTERPRETATION.

Cuatro señales a vigilar; la primera ya habló. El Paquete Económico 2027, entregado el 8 de septiembre, mantiene a la contraparte respaldada por el presupuesto pero con menos cuantía —81.100 M frente a 263.476 M— dentro de una senda de Requerimientos Financieros del Sector Público de 3,9 % del PIB en 2027 (4,1 % en 2026) y un saldo histórico de 55,0 %; su marco macroeconómico asume una mezcla de 61,8 dólares por barril, una plataforma de 1.800 mbd que incluye condensados, socios y privados (125 mbd de privados) y exportaciones de 427 mbd, y cita expresamente los "esquemas de inversión mixta" como sostén de esa meta FACT. La firma de Cinco Presidentes-Rodador, pendiente desde principios de 2026. Los términos de los esquemas fuera de la Ley de Hidrocarburos: si trasladan la operación al privado y le dan certeza de cobro, cambian la tesis; si solo amplían el catálogo de servicios, no. Y el reporte del tercer o cuarto trimestre: el primer barril incremental atribuido a un contrato mixto, o su ausencia, cerrará este balance. Hasta entonces, el capital que entra en energía mexicana seguirá eligiendo electricidad antes que crudo, no por convicción sectorial sino porque la CFE ofrece una estructura financiable y Pemex, todavía, no OPINION. Es una cuestión de capital privado tanto como de regulación; esta tercera entrega, tras el gas de Texas y la generación, cierra el circuito que va del pozo a la planta.