Deudas de Pemex evitan la inversión privada

Durante 2025, Pemex ha reconocido una deuda comercial con proveedores que supera los 500 mil millones de pesos, a lo que se suma un pasivo financiero total por encima de los 100 mil millones de dólares. Esta combinación, que incluye cuentas vencidas con empresas de servicios, navieras, arrendadores de plataformas y constructoras, ha encendido alarmas en cámaras empresariales y analistas del sector.​

La presión de caja se refleja en pagos diferidos, negociaciones permanentes y promesas sucesivas de regularización, al tiempo que la actividad petrolera en el Golfo de México muestra signos de desaceleración por proyectos detenidos o replanteados. En este contexto, cada nueva convocatoria a socios privados llega acompañada de una pregunta central: si la empresa no logra ponerse al día con sus compromisos actuales, ¿hasta dónde puede garantizar el cuDeudas de Pemex evitan la inversión privadamplimiento de los futuros?​

Contratos mixtos, entre la oportunidad y la desconfianza

El plan estratégico 2025-2035 de Petróleos Mexicanos (Pemex) plantea 21 contratos mixtos con empresas privadas para atraer inversiones por hasta 17 mil millones de dólares y sumar alrededor de 450 mil barriles diarios adicionales hacia 2033. La meta oficial es sostener una plataforma cercana a 1.7–1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos, apoyándose en proyectos donde el capital y el conocimiento técnico provengan del sector privado.​

Sin embargo, el diseño de estos instrumentos deja poco margen de maniobra al socio: Pemex busca retener al menos 40% de participación y establece límites estrictos a la recuperación de costos, además de concentrar la toma de decisiones estratégicas. Para los inversionistas, el resultado es un esquema en el que se asumen riesgos operativos y financieros elevados, pero con un grado limitado de control sobre el ritmo de inversión, la gestión de campos y la respuesta ante contingencias.​

Proveedores bajo presión y riesgo sistémico

El rezago en los pagos ha afectado tanto a grandes multinacionales de servicios petroleros, como Halliburton, como a empresas medianas y pequeñas que dependen de los flujos de la cadena energética para sostener empleos y operaciones. Ese estrés financiero se traslada a subcontratistas, proveedores regionales y trabajadores especializados, generando una cadena de atrasos que ya se percibe en menor actividad, equipos parados y proyectos en pausa.​

Organizaciones empresariales han advertido que el incremento de pasivos con proveedores y contratistas, sin una ruta clara de saneamiento, no solo encarece el financiamiento para la compañía, sino que también eleva el costo país para cualquier nueva Inversión Privada vinculada a la petrolera. En la práctica, los bancos exigen mayores garantías, las tasas suben y los contratos requieren mecanismos adicionales de protección, lo que reduce el atractivo económico de incorporarse a nuevos desarrollos.​

Transparencia, gobernanza y futuro de la exploración

Otro elemento que pesa en las decisiones de las compañías interesadas es la limitada transparencia en la asignación y seguimiento de los proyectos con socios privados, así como la centralización de las decisiones clave en la empresa estatal. Para jugadores acostumbrados a marcos regulatorios más claros, esta combinación de opacidad, alta exposición y deudas acumuladas hace que se perciba a México en un destino de alto riesgo para proyectos de exploración y desarrollo de campos.​

Expertos coinciden en que reducir de manera creíble la deuda con proveedores, fortalecer la gobernanza de los contratos y abrir espacios reales de corresponsabilidad operativa serán condiciones indispensables para destrabar las asociaciones que Pemex necesita. Mientras esto no ocurra, las deudas de Pemex evitan la inversión privada y seguirán siendo el principal filtro para cualquier compañía que evalúe comprometer capital y tecnología en los proyectos de la empresa del Estado.​

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Pemex: el crudo en mínimos históricos reaviva las dudas sobre la viabilidad de la estrategia energética federal y abre un nuevo frente de debate entre técnicos, Hacienda y Palacio. Mientras las gráficas presumen más combustibles producidos en casa, los números de extracción cuentan otra historia menos fotogénica.

Pemex: el crudo en mínimos históricos y la paradoja de refinar más

Pemex: el crudo en mínimos históricos describe un punto de quiebre para una empresa que intenta refinar más para la población. Entre enero y octubre de 2025, la producción de hidrocarburos líquidos de la empresa y asociados rondó 1.63 millones de barriles diarios, el nivel más bajo en más de tres décadas, con una caída cercana al 9% solo en crudo.​

La producción se arranó por el agotamiento de campos maduros, el rezago en inversión y limitaciones operativas, mientras en los discursos se insiste en metas de 1.8 millones de barriles diarios. En los hechos, Pemex: el crudo en mínimos históricos obliga a reacomodar prioridades: menos margen para exportar, más presión para el mercado interno y más tensión sobre las finanzas públicas.​

El impulso a la refinación: luces y sombras

A contracorriente de la caída en pozos, el país elevó el procesamiento de petróleo en el Sistema Nacional de Refinación, que superó el millón de barriles diarios en promedio y alcanzó su mejor nivel desde 2015. La Sistema Nacional de Refinación procesó más crudo y aumentó en torno a 40% la producción de gasolinas, diésel y turbosina, reduciendo de forma moderada las importaciones de combustibles.​

El problema es que este avance llega con un costo: mayor exigencia a instalaciones envejecidas, altos volúmenes de combustóleo y un margen financiero estrecho por la calidad del crudo y la configuración de las plantas. Detrás de cada comunicado optimista se asoma una operación que trabaja al límite, con paros frecuentes, costos crecientes y una demanda interna que no da tregua.​

Refinería Olmeca de Dos Bocas: promesa, presión y realidad

La refinería Olmeca de Dos Bocas se convirtió en el emblema de la promesa de autosuficiencia, pero también en el termómetro más visible de las expectativas acumuladas. Reportes recientes señalan que el complejo ha procesado alrededor de 190 mil barriles diarios en sus mejores meses, que si bien es una cantidad notable, lejos aún de la capacidad total anunciada para 2028, aproximadamente en el 50% de ella.​

Pese a ello, la planta ya aporta una proporción relevante de la producción de gasolinas dentro del sistema y se usa como carta fuerte en los informes de la Petróleos Mexicano (Pemex). Sin embargo, la combinación de sobrecostos, retrasos y metas de carga muy ambiciosas alimenta la percepción de que Dos Bocas es, al mismo tiempo, pieza clave y fuente de presión permanente para la empresa.​

El papel de la Secretaría de Energía (SENER) en la nueva hoja de ruta

La Secretaría de Energía (SENER) defiende que el nuevo Plan Estratégico 2025-2035 busca estabilizar la producción, reforzar la refinación y ordenar las finanzas sin renunciar a la transición energética. El documento plantea un piso de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos y un procesamiento de 1.3 millones en el Sistema Nacional de Refinación, metas que contrastan con la realidad actual de pozos agotados y refinerías a medio gas.​

En el discurso, SENER asegura que Pemex ha reducido pérdidas, saneado parte de sus pasivos con proveedores y ganado margen para invertir en exploración y mantenimiento. Fuera del atril, persiste la duda de si esta hoja de ruta alcanza para revertir décadas de subinversión o solo administra, con mejores narrativas, una declinación que ya se siente en cada barril que deja de salir del subsuelo.​

Exportaciones al mínimo y seguridad energética en debate

Mientras se refina más, las exportaciones de crudo de Pemex se han hundido a su nivel más bajo en 25 a 35 años, alrededor de 557 mil barriles diarios, lo que reduce la entrada de divisas pero libera barriles para las refinerías nacionales. Analistas advierten que esta apuesta por privilegiar el mercado interno, en medio de Pemex: el crudo en mínimos históricos, deja al país con menos colchón ante choques de precios internacionales o fallas en plantas.​

La estrategia de “exportar menos y refinar más” se sostiene sobre una delgada línea: cualquier tropiezo operativo en refinerías obliga a importar de nuevo grandes volúmenes de combustibles, pero ya con una base de producción doméstica más debilitada. Este equilibrio inestable explica por qué la discusión energética dejó de ser solo un tema técnico y se volvió un debate político sobre riesgos, prioridades y tiempos para ajustar el rumbo.​

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El consorcio responsable del campo Zama entregó a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) un plan de desarrollo del campo Zama actualizado que busca mejorar la eficiencia de capital sin modificar la meta de producción. El objetivo sigue siendo alcanzar un pico cercano a 180 mil barriles diarios de crudo ligero mediante dos plataformas costa afuera y 46 pozos productores e inyectores.

La actualización integra mejoras técnicas y de ingeniería que buscan reducir costos por unidad producida y acelerar el proceso de comisionamiento, manteniendo la arquitectura esencial diseñada para el proyecto.

¿Qué infraestructura considera el nuevo plan de desarrollo del campo Zama?

Los documentos presentados ante la CNH describen un sistema basado en dos plataformas costa afuera conectadas por un oleogasoducto que enviará la producción hacia nuevas instalaciones en la Terminal Marítima de Dos Bocas. Desde ahí se realizará el procesamiento y manejo del volumen esperado en los próximos años.

El proyecto también prevé el aprovechamiento del gas asociado para generación eléctrica en tierra, con lo que se busca reducir la intensidad de gases de efecto invernadero y mejorar la eficiencia operativa. Además, el consorcio plantea el uso de infraestructura existente para almacenamiento y transporte con el fin de disminuir costos logísticos y de construcción.

¿Cuál ha sido la evolución técnica y administrativa del proyecto Zama?

El campo Zama fue descubierto en 2017 y evaluado en 2019. Desde entonces ha enfrentado ajustes de ingeniería, disputas sobre la operación y cambios en los cronogramas que retrasaron la decisión final de inversión.

En 2024, el operador Talos Energy había señalado que los retrasos respondían a optimizaciones técnicas, recortes de presupuesto anual y reordenamientos de infraestructura que permitirían una ejecución más eficiente. El plan de desarrollo del campo Zama actualizado, presentado para 2025, busca consolidar esas mejoras con un esquema más barato por barril producido, manteniendo la producción objetivo.

¿Cuál ha sido la evolución técnica y administrativa del proyecto Zama?

¿Qué elementos cambian respecto al plan anterior?

El consorcio integrado por Pemex, Talos Energy, Wintershall Dea y Harbour Energy destaca tres áreas principales de ajuste:

Eficiencia de capital.
El nuevo plan reduce el CAPEX por unidad de producción esperada. Aunque los socios no publicaron cifras detalladas, aseguran que las modificaciones representan una mejora frente al programa previo.

Integración con Dos Bocas.
Se centraliza el manejo de la producción y se aprovecha el gas del propio campo para energía, lo que facilita la operación y ayuda a disminuir la huella ambiental del proyecto.

Secuencia y fases de ejecución.
El plan prioriza los paquetes críticos, como plataformas y pozos, y establece laterales onshore que permitirán acelerar el proceso de comisionamiento y reducir cuellos de botella en etapas posteriores.

¿Qué desafíos quedan por resolver antes de la decisión final de inversión?

La decisión final de inversión (FID) continúa pendiente. Antes de aprobarla, deben cerrarse contratos mayores para plataformas, perforación de pozos y construcción de ductos, además de cumplir con licencias y garantías técnicas.

El sector costa afuera enfrenta actualmente un mercado tensionado en fabricación y logística, lo que podría generar cuellos de botella en tiempos de entrega. Para la CNH, el reto consiste en reforzar los mecanismos de supervisión, verificar el cumplimiento de compromisos de contenido nacional y vigilar las metas de reducción de gases de efecto invernadero.

¿Qué aportará el campo Zama a la producción nacional?

Con un pico previsto de 180 mil barriles diarios, Zama representaría alrededor del 10% de la producción actual del país. Su crudo ligero aporta valor estratégico para mezclas y esquemas de exportación.

Además, el proyecto fortalece un modelo de asociación público-privada que puede facilitar inversiones en proyectos marinos complejos donde Pemex no dispone de recursos, tecnología o experiencia suficiente para ejecutarlos de forma aislada.

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