Pemex entrega Macavil a Carlos Slim a través de un contrato mixto que reparte tareas y riesgos: la petrolera mantiene al menos 40% del proyecto, mientras el socio privado carga buena parte de la inversión y la operación en campo. El yacimiento se ubica en el sur del país, forma parte de un paquete de 11 contratos que buscan apuntalar la producción terrestre y se suma a cinco acuerdos similares que cerraron en diciembre de 2025. Detrás del anuncio aparece una empresa controlada o vinculada al empresario, pero no el nombre legal de la filial ni el monto de recursos que se van a meter bajo ese acuerdo.

Un contrato mixto atado a gas, condensado y tiempos largos

El movimiento de Petróleos Mexicanos (Pemex) llega después de meses de presión por vencimientos de deuda, rezagos en mantenimiento y resultados flojos en campos maduros que ya no dan lo que prometían. En ese escenario, cada proyecto nuevo se vuelve una pieza de respiración: el contrato busca sacar gas y condensados de un área que todavía tiene años de vida útil, con metas de producción que miran hacia 2045 y periodos de inversión que no se recuperan de la noche a la mañana. El diseño del esquema deja al Estado con mayoría operativa y al socio privado con un tramo de riesgo que pocas compañías están dispuestas a cargar.

El campo Macavil aparece en los planes internos como una ficha más de una estrategia que mezcla urgencia fiscal con un intento de mantener la bandera de la “soberanía energética”. El gobierno presume que, con estos acuerdos, reduce compras de combustibles y gas en el extranjero y conserva la llave principal de las decisiones, aunque la delgada línea entre asociación y dependencia de capital privado se hace más visible con cada firma.

Macavil, reservas sobre la mesa y metas ancladas al mediano plazo

Los documentos técnicos perfilan un yacimiento con reservas probadas de millones de barriles de condensado y decenas de miles de millones de pies cúbicos de gas natural, además de recursos posibles que podrían elevar esas cifras si los pozos responden como espera la ingeniería. La proyección empuja hacia una producción acumulada de decenas de millones de barriles y cientos de miles de millones de pies cúbicos de gas hacia mitad de siglo, con un pico de crudo alrededor de 2028. No se trata de un megacampo, pero sí de una pieza que puede sumar cuando la producción total se pelea cada barril.

El diseño del contrato también concentra en la petrolera la comercialización de lo que salga del subsuelo. Ese punto mantiene a Pemex en el centro de la cadena de valor, pero también reproduce un modelo donde los socios dependen de sus tiempos de pago y de sus propias tensiones de liquidez. En una empresa que arrastra adeudos con contratistas y márgenes apretados, esa condición no es un detalle menor.

La ruta de Carlos Slim del Ixachi a Macavil

Para Carlos Slim, este acuerdo no llega en solitario. El empresario ya metió mano en proyectos como Ixachi, donde compañías de su grupo firmaron contratos para perforación y desarrollo de uno de los campos terrestres más sonados de los últimos años. También extendió su alcance hacia proyectos costa afuera como Zama, en una apuesta amplia por el negocio petrolero mexicano, en un momento en que varios jugadores internacionales han recortado su exposición.

La presencia recurrente del grupo del magnate en licitaciones, contratos de servicios y ahora en este esquema mixto dibuja un mapa donde un puñado de corporaciones nacionales se queda con una porción creciente del trabajo alrededor de la empresa productiva del Estado. No es solo una historia de inversión: también es un reacomodo de poder económico alrededor del negocio de los hidrocarburos.

Transparencia corta y preguntas abiertas

El nuevo modelo nació con la promesa de repartir riesgos y acelerar proyectos, pero la información pública todavía se queda corta: se conocen la figura, la zona geográfica, las metas de producción y el nombre del beneficiario político y económico, pero no los términos finos del reparto de utilidades, ni las cláusulas de salida, ni los incentivos específicos. Esa niebla alimenta dudas sobre cuánto gana el Estado, cuánto se embolsa el socio y quién asume los costos cuando los pronósticos no se cumplen.

En medio de finanzas frágiles para Pemex y una mayor concentración de contratos en manos de unos cuantos grupos, Macavil no solo habla de un campo: habla de la manera en que la empresa intenta salir a flote y de quién se sube a ese salvavidas.

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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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