El esquema de contratos mixtos que la petrolera estatal Pemex lanzó en abril como puerta para sumar capital privado a la exploración y producción de hidrocarburos no es atractivo para las operadoras internacionales.

"Hicimos los números, porque hay áreas que ofrecen que sí son atractivas en términos de recursos, pero que no terminan rindiendo bajo esta figura", confesó a LPO el directivo de una de las operadoras extranjeras con presencia en México.

A casi dos meses de la presentación de los lineamientos, y luego de hacer los cálculos correspondientes, en el sector privado coinciden en que van a ser pocas - sino ninguna- las firmas internacionales que accedan a asociarse con Pemex bajo este esquema.

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Y el listado de nombres de posibles interesadas que filtró Pemex a partir de un sondeo con el sector privado lo confirma. Allí aparecen once interesadas, seis de las cuales son nacionales: Carso Energy, de Carlos Slim, el Consorcio Petrolero 5M del Golfo, Chame, Diavaz, CESIGSA y Jaguar.

De las internacionales se enlistaron la australiana Woodside Energy, la británica BP, la china Sinopec, la británica Harbour Energy, y la egipcia Cheiron. No aparecen en la lista ninguna de las principales operadoras privadas como la italiana ENI, la argentina Hokchi Energy, la anglo-francesa Perenco o la alemana Wintershall Dea.

Una de las excepciones que pueden llegar a hacer las internacionales es con el área de Kayab-Pit-Utsil, en aguas someras del Golfo de México, al que dentro del sector califican como "uno de los bloques más atractivos dentro de la primera ronda por la cantidad de reservas".

Cuando una compañía compara este esquema con proyectos en Guyana o en Vaca Muerta, donde la carga fiscal es más predecible y los márgenes son mayores, México pierde atractivo

Óscar Ocampo, especialista en energía del IMCO, arriesga que la baja atracción de los mixtos tiene que ver con tres factores.

Primero, porque son contratos de servicios en los que la empresa privada pone el dinero y la operación, pero la propiedad del recurso y las decisiones clave siguen en manos de Pemex. A diferencia de otros países donde las firmas obtienen concesiones o participan en esquemas de producción compartida con mayor autonomía y potencial de ganancias, aquí se vuelven simples contratistas de la petrolera estatal.

Segundo, el diseño fiscal es poco atractivo. Los contratos no permiten deducir muchos de los costos de inversión ni reconocerlos con la misma flexibilidad que existía en el pasado. Eso limita la rentabilidad y hace que, cuando una compañía compara este esquema con proyectos en Guyana o en Vaca Muerta, donde la carga fiscal es más predecible y los márgenes son mayores, México pierde atractivo.

El tercer punto que menciona Ocampo es político y operativo. Pemex tiene antecedentes de pagos atrasados a proveedores, algunos ya en tribunales internacionales, y opera en un entorno donde el gobierno privilegia a empresas que ya conocen las reglas no escritas para trabajar con la estatal. Para una major, asumir ese riesgo en contratos con márgenes bajos y condiciones restrictivas no resulta rentable.

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Sobre este último punto la implementación del programa es una muestra gratis. El plan estratégico de Pemex hablaba de 21 áreas posibles de contratar. En el informe presidencial del primer año de gobierno se mencionaban 11 contratos ya firmados, que el sector privado negaba. Finalmente, en el informe de un año de la Secretaría de Energía publicado esta semana se habla de siete proyectos aprobados.

Todo esto alimenta la percepción de poca transparencia y aleja a las grandes internacionales, que cuentan con la operación para mirar hacia otros destinos más rentables.