Los contratos mixtos que alista Petróleos Mexicanos (PEMEX) dividen opiniones en los expertos, pues si bien representan un mecanismo para atraer inversión privada y detonar producción en campos probados, también tienen límites que podrían acotar el interés de las empresas participantes.
Para Alejandro Montufar, CEO de PetroIntelligence, el esquema resulta atractivo porque reduce riesgos geológicos, al ofrecer campos ya delimitados y con reservas conocidas, bajo un marco que asegura recuperación de costos y reparto de beneficios.
“Los contratos mixtos garantizan flujos más estables y dan acceso inmediato a campos con potencial, algo que hoy por hoy es el único camino disponible para participar en el upstream mexicano”, explicó Montufar.
Sin embargo, subrayó que a diferencia de las rondas, aquí no hay transferencia del área ni autonomía total en la operación, lo que reduce los márgenes de decisión de los inversionistas.
El especialista afirmó que, aunque los contratos pueden generar ganancias atractivas en ciertos casos, no deben verse como la solución definitiva a los problemas estructurales de PEMEX.
“Hay que tener claro que los problemas estructurales de PEMEX no se resuelven totalmente ni de manera inmediata, ya que el monto de la deuda y los niveles de eficiencia no se ven beneficiados de forma total y permanente; sin embargo, también sería utópico pensar que con sólo una estrategia se lograría lo anterior”, puntualizó.
Por su parte, el analista energético Ramsés Pech, de Caraiva y Asociados, enfatizó que el origen de los contratos mixtos responde a la falta de recursos de inversión de PEMEX.
De los 21 campos identificados para este esquema, dijo, PEMEX ya cuenta con información técnica suficiente para detonar producción temprana de crudo y gas, pero carece de fondos para desarrollarlos.
“Al liberar estos proyectos del presupuesto, Pemex podrá destinar entre 15 y 20 mil millones de pesos a otras prioridades, mientras que el privado absorberá el 100% de la inversión y los gastos de operación”, detalló.
Además, el inversionista asumirá el papel de operador petrolero, con flexibilidad administrativa y técnica, y podrá contabilizar los beneficios del contrato en sus estados financieros.
Pech explicó que la contraprestación se definirá como un porcentaje de la producción o de las utilidades de la venta, pero antes deberán cumplirse las obligaciones fiscales.
El modelo fija también un límite de recuperación de costos de 30% de los ingresos de la producción, ampliable a 40% en casos excepcionales, sujeto a la supervisión de la Secretaría de Energía (SENER) y de Hacienda (SHCP). En todo momento, PEMEX mantendrá al menos un 40% de participación en cada contrato.
En conjunto, los especialistas coinciden en que los contratos mixtos pueden ser un instrumento eficaz para aumentar producción y aliviar presiones financieras, pero no resuelven de fondo la crisis estructural de la empresa productiva del Estado.
Montufar destacó la certidumbre jurídica y operativa que brindan estos contratos para los privados, mientras que Pech subrayó que su éxito dependerá de la calidad de la información de los campos y la transparencia en la gestión de los ingresos.
Ambos analistas coinciden en que los contratos mixtos son una oportunidad para que PEMEX gane tiempo y oxígeno, y para que los privados accedan a proyectos con riesgos menores, pero no son una panacea para el futuro de la petrolera nacional.
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