En la nueva Ley del Sector Hidrocarburos publicada el 18 de marzo de 2025 se establece que la Secretaría de Energía (SENER) realizará asignaciones o actos jurídicos administrativos por los cuales le otorgará siempre a Petróleos Mexicanos (PEMEX) el derecho para realizar actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en un área determinada o de asignación con una duración específica y las cuales puede PEMEX desarrollarlas con sus propias capacidades (Asignación para Desarrollo Propio) o bien estas capacidades pueden complementarse de manera técnica, operativa y financiera o de ejecución con la participación del sector privado, principalmente empresas morales, a las que se les denomina “Participantes”, mediante los denominados Contratos Mixtos.
Estos contratos mixtos celebrados entre PEMEX con uno o varios Participantes establecen los términos y condiciones para las actividades a desarrollarse en el área de asignación y por medio de los cuales se regula el interés de participación, la cooperación, los riesgos, los derechos y obligaciones sobre los activos, pasivos y contraprestaciones, así como el mecanismo para acordar las decisiones técnicas, operativas y presupuestales en la operación para cada una de las partes involucradas.
Adicionalmente, la SENER puede otorgar contratos a empresas privadas contratos de manera individual, en consorcio o asociación en participación conforme a lo que se establece en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
Importancia financiera
Uno de los temas más preocupantes para la hoy empresa pública del estado es su nivel de deuda financiera que a septiembre de 2024 era de 1.91 billones de pesos (97.3 mil millones de dólares), que equivalía al 5.6% del producto interno bruto (PIB) del país.
Ante la compleja situación financiera de PEMEX y la necesidad de elevar la producción (especialmente en campos maduros), los contratos mixtos se presentan como un aliciente estratégico y financiero.
Éstos permiten a inversionistas privados aportar el 100% de la inversión y los gastos de operación, asumiendo el riesgo financiero del proyecto. A cambio, PEMEX obtiene recursos financieros y conserva una participación mínima del 40% en los ingresos netos, manteniendo además a su personal operativo en las asignaciones.
Esta estrategia es parte fundamental del programa estratégico de PEMEX para el periodo 2025-2035.
Siguiendo el concepto de soberanía energética que se tiene como plataforma de la política energética de la actual y anterior administración federal, con los contratos mixtos el Gobierno habilita asociaciones con capital privado sin ceder la propiedad estatal de los recursos, manteniendo su soberanía y propiedad de la Nación en los hidrocarburos y ganando una eficiencia operativa y financiera.
Los contratos mixtos de PEMEX buscan captar cerca de 8 mil millones de dólares y sumar inmediatamente más de 70 mil barriles diarios de crudo y 610 millones de pies cúbicos de gas. A largo plazo, el objetivo es añadir hasta 450 mil barriles diarios adicionales hacia 2033, contribuyendo así a la meta operativa del Plan Estratégico 2025-2035 de alcanzar 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos.
Campos asignados con el modelo de contratos mixtos
Para 2025, 21 campos ya han sido identificados como parte de esta estrategia. De concretarse, PEMEX liberaría entre 15 y 20 mil millones de pesos del presupuesto que tradicionalmente se asignaba a estos proyectos, dinero que podría redirigirse a otras prioridades, como perforaciones nuevas en campos rentables. Por ejemplo, los 8 mil 200 millones que se liberarían en aguas someras podrían financiar hasta 10 pozos adicionales; en tierra, los 7 mil 200 millones representarían hasta 14 pozos más. En un entorno de reservas maduras, esto marca una diferencia.
De acuerdo al Plan Estratégico 2025-2030, la cobertura de campos incluye, entre otros, Ayatsil (recuperación secundaria), Nobilis-Maximino, Pánuco, Xikin, Kayab-Pit-Utsil y áreas en tierra, aguas someras y profundas.
En el mes de julio de 2025, PEMEX consideraba 11 proyectos para desarrollarse etapa de desarrollo inicial, así como campos maduros ubicados en áreas terrestres, aguas someras y profundas, dentro del cual destaca el megacampo de LAKACH en el Golfo de México del cual se considera extraer gas natural en aguas profundas y que requiere de inversiones fuertes de privados, dentro del cual ya Grupo CARSO ha mostrado su interés y firmó un contrato en el julio de 2024.
De acuerdo con Calderón (2025) Lakach es un yacimiento con reservas probadas, probables y posibles, conocidas en la industria como 3P, por 900 millones de pies cúbicos de gas húmedo no asociado aproximadamente y que fue descubierto desde 2006 por PEMEX.
En el mes de septiembre PEMEX firmó al menos 7 de sus nuevos contratos mixtos para desarrollo de hidrocarburos con inversión privada, los cuales tienen una vigencia de 20 años. En donde se pondrá en manos de operadores privados una superficie de 972 kilómetros cuadrados con poco más de mil millones de barriles de petróleo y 980 miles de millones de pies cúbicos de gas, donde en conjunto se espera la perforación de 435 pozos que se sumarán a los más de mil que ya hay en las regiones.
Por un lado, está el contrato compuesto por los campos en aguas someras: Kayab-Pit-Utsil, que cuenta con una superficie de 128 kilómetros cuadrados y es el de mayor volumen de recursos, con 822 millones de barriles de petróleo crudo y casi 95 mil millones de pies cúbicos de gas natural, por lo que a los 5 pozos perforados hasta ahora por la estatal en el área se solicitarían 70 pozos más en su nueva etapa de desarrollo.
Hay 6 bloques más, de los cuales dos se ubican en áreas terrestres del Norte del país, 3 en el Sureste tierra adentro y uno más en aguas someras frente a las costas de Tabasco.
Estos bloques son: Cuervito, de 536 kilómetros cuadrados, ubicado en la Cuenca de Burgos, sin reservas de crudo y con un volumen a recuperar de 245 mil millones de pies cúbicos de gas, y el bloque Tamaulipas-Constituciones, de Tampico-Misantla, de 102 kilómetros, con 79 millones de barriles de crudo a recuperar al norte del país.
En el Sureste terrestre se ubican: la asignación Macavil, de 26 kilómetros, con 27 millones de barriles de petróleo; Sini-Caparroso, de 77 kilómetros cuadrados y 29 millones de barriles de crudo, y Tupilco Terciario, con 80 kilómetros y 7 millones de barriles de crudo, además del bloque de 23 kilómetros cuadrados en el Sureste marino, Tlatitok-Sejkan, que cuenta con 40 millones de barriles de crudo.
Conclusiones
Estos contratos permiten a PEMEX desarrollar campos petroleros sin gastar recursos públicos. Los privados o Participantes aportan el 100% de la inversión de capital y gastos de operación, asumiendo además el riesgo financiero del proyecto. La estatal, por su parte, conserva una participación mínima del 40% en los ingresos netos.
Para que este esfuerzo rinda frutos tangibles para 2030, se requiere una ejecución eficiente de proyectos, la celebración de más contratos con empresas expertas (incluso en yacimientos no convencionales), y el uso estratégico de fondos (como el Fondo para Proyectos de Inversión, bonos y el Derecho Petrolero para el Bienestar) junto con los ingresos de los contratos mixtos, para saldar deudas con proveedores, desarrollar nueva infraestructura de distribución y refinación, y transicionar hacia prácticas más sostenibles con integración de energías renovables, todo esto sumado a una estrategia para combatir el robo de hidrocarburos.
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