La estrategia de Pemex para recuperar producción con inversión privada enfrenta sus primeras dudas: pocos participantes, tarifas de hasta 27.17 dólares por barril y un impacto limitado frente al deterioro de la extracción nacional.
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La apuesta de Pemex por atraer capital privado para sostener la producción petrolera no termina de despegar. Al cierre del primer trimestre de 2026, la empresa reportó nueve contratos mixtos firmados, pero varios concursos avanzaron con pocos participantes y una competencia limitada.
El modelo prevé que las compañías privadas aporten financiamiento, tecnología y capacidad operativa, mientras la petrolera del Estado conserva las asignaciones y las decisiones centrales. La fórmula busca acelerar proyectos sin ceder el control. Sin embargo, las condiciones de pago y la incertidumbre financiera han enfriado el interés.
Estos contratos forman parte de la estrategia oficial para contener la caída en campos maduros. Pemex reconoció que la extracción de crudo disminuyó un 7 % durante 2025 y admitió que no puede garantizar una reversión de esa tendencia.
Entre enero y marzo de 2026 hubo un respiro. La producción de hidrocarburos líquidos llegó a 1.652 millones de barriles diarios, un 2.3 % más que en el mismo periodo del año anterior. El avance se apoyó en Maloob, Ixachi, Zaap, Ayatsil y Quesqui, aunque todavía falta comprobar si podrá mantenerse.
Los expedientes muestran hasta qué punto se redujo la competencia. Para el contrato de Cuervito, en Tamaulipas, Pemex invitó a 46 empresas. Trece aceptaron participar al inicio, pero solo dos entregaron propuestas económicas.
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Ambas ofrecieron un factor de un 46 %, por lo que el desempate terminó resolviéndose mediante un bono. El caso refleja las dificultades para atraer a más compañías, especialmente a petroleras internacionales con capacidad financiera y experiencia operativa.
Los primeros proyectos quedaron principalmente en manos de empresas mexicanas. Tamaulipas-Constituciones, Sini-Caparroso, Cuervito, Agua Fría, Tupilco Terciario, Macavil y Madrefil-Bellota fueron adjudicados entre finales de 2025 y febrero de 2026.
Por otra vía, Pemex adjudicó cuatro contratos de servicios financiados por terceros para reactivar más de 500 pozos cerrados en Tabasco, Veracruz y Tamaulipas. Los operadores asumirán la inversión, la ingeniería, la operación y el mantenimiento.
La empresa pública pagará según el volumen de petróleo y gas recuperado. Los activos involucrados son Macuspana-Muspac, Poza Rica-Altamira, Samaria-Luna y Bellota-Jujo.
Las tarifas aprobadas van de 21.33 a 27.17 dólares por barril. En Macuspana-Muspac, por ejemplo, el consorcio ganador recibirá 25.25 dólares por barril y 0.94 dólares por cada millar de pies cúbicos de gas.
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El alcance productivo, sin embargo, sería acotado. Especialistas citados por Reforma calculan que la rehabilitación aportaría entre 12 mil y 20 mil barriles diarios. Esa cantidad ayudaría a recuperar parte de la producción perdida, pero no bastaría por sí sola para cambiar la tendencia nacional.
También existe una discusión sobre el costo. Algunos analistas sostienen que, con finanzas más sólidas, Pemex podría intervenir directamente una parte de esos pozos y gastar menos. El problema es que la empresa enfrenta restricciones de liquidez, compromisos con proveedores y una elevada carga financiera.
El programa tampoco genera producción desde cero. Su objetivo es rescatar volúmenes en instalaciones cerradas o deterioradas. Los resultados dependerán de la productividad real de los pozos, del desempeño de los operadores y de que Pemex cumpla puntualmente con los pagos.
Para los consumidores, esto no representa un aumento automático en el precio de las gasolinas. El riesgo está en otro frente: si la producción recuperada resulta cara o insuficiente, Pemex tendrá menos margen para mantenimiento, deuda e inversión. En ese escenario, crecería la presión para sostenerla con más recursos públicos.
También puede endurecerse el título y la entrada para darles mayor fuerza editorial sin abandonar la objetividad.
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