Contratos privados sostienen 5,7% de producción petrolera de México

Una década después, los contratos de Peña Nieto siguen produciendo

Los Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos firmados durante la reforma energética de 2013 no solo sobrevivieron a la contrarreforma de Andrés Manuel López Obrador: aportan hoy el 5,7% de los hidrocarburos líquidos que México extrae cada día. El Segundo Informe de Gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum, presentado el 1 de septiembre de 2026, lo admite sin rodeos: «contribuyeron al sostenimiento de la producción».

México produjo un promedio de 1,77 millones de barriles diarios de petróleo crudo y condensados a junio de 2026, una cifra que se acerca a la meta oficial de 1,8 millones de barriles para todo el sexenio. Del total, 1,66 millones provienen de Pemex y 102.000 barriles diarios salen de contratos adjudicados a operadores privados durante las llamadas «rondas» de la administración de Enrique Peña Nieto (2012-2018).

Por qué los contratos de Peña Nieto siguen importando

Cuando Peña Nieto abrió el sector petrolero con la reforma de 2013, puso fin a un monopolio estatal de 75 años. Su Gobierno subastó más de 100 contratos a empresas privadas. La inversión comprometida por esos operadores sumó US$1.846 millones en capital para perforar pozos de desarrollo y exploratorios, terminar pozos inactivos y optimizar sistemas artificiales de producción que frenen la declinación natural de los campos maduros, según el Informe de Sheinbaum.

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Pemex, por su parte, perforó 70 pozos de desarrollo y 12 exploratorios con una inversión de US$11.704 millones, una cifra seis veces mayor pero enfocada en mantener la capacidad operativa. El contraste es revelador: por cada dólar privado, la estatal invirtió aproximadamente seis, pero el sector privado sostiene un volumen de producción que, sin ellos, la declinación de campos habría acelerado.

El documento llega en un momento incómodo para el discurso oficial. López Obrador había amenazado con cancelar los contratos durante su sexenio, pero evitó hacerlo porque las empresas, según declaró, armarían un «alboroto» legal. Sheinbaum ha mantenido la apuesta mixta: respetó los contratos vigentes, abrió la puerta a 10 contratos mixtos adicionales con potencial de 39.500 barriles diarios de petróleo y 102 millones de pies cúbicos diarios de gas a diciembre de 2026, con una participación del 40% para Pemex.

¿Qué dicen los operadores privados que quedan?

De los más de 100 contratos originales, solo algunos siguen activos. El Informe destaca a la italiana Eni, que reportó un pico de producción de 90.000 barriles diarios en 2025 dentro de sus bloques mexicanos. Otros bloques importantes están en manos de la australiana Woodside, la inglesa Harbour Energy y la española Repsol, con producción por iniciar en el sexenio actual.

Las grandes petroleras internacionales, en cambio, abandonaron el país: BP, Chevron y Shell salieron por falta de éxito comercial. Las que quedan son operadores especializados en campos marginales o en nichos donde Pemex no tiene capacidad técnica inmediata.

El resultado es un ecosistema petrolero mexicano bifurcado: una estatal sobredimensionada pero limitada por deuda y caída de producción, y un puñado de privados que sobrevive en bloques nicho con aportes pequeños pero estables.

Lo que esta radiografía significa para tu negocio

El Segundo Informe no es un dato aislado: se publica en medio de una crisis operativa que Carlos Slim, el hombre más rico de México, calificó en agosto de 2026 como «el principal problema» del país. Slim, cuya fortuna ronda los US$125.000 millones, apuntó que Pemex arrastra una deuda cercana a US$85.000 millones, cerró 2025 con pérdidas de US$2.500 millones y consideró que nuevas inversiones públicas y privadas podrían elevar la producción en unos 800.000 barriles diarios.

El último reporte financiero trimestral de Pemex muestra luces y sombras: en el segundo trimestre de 2026 revirtió la pérdida operativa del mismo periodo de 2025, pasó de 11.100 millones de pesos negativos a 85.500 millones positivos y redujo su deuda financiera un 9,1% hasta US$77.500 millones, según información recogida por El Economista. Sin embargo, el IMCO estima pérdidas acumuladas en el primer semestre de 28.000 millones de pesos, y las exportaciones de crudo cayeron a menos de medio millón de barriles diarios, su mínimo histórico.

Para un founder hispanohablante con operaciones en México o que evalúa al país como mercado, esto se traduce en tres señales concretas:

La energía es un cuello de botella estructural. Si tu startup depende de gas natural o electricidad competitiva, los ciclos combinados anunciados el 7 de mayo de 2026 requieren 631 millones de pies cúbicos diarios de gas. Pemex hoy quema y ventea casi 800 millones de pies cúbicos diarios por falta de infraestructura, según Expansión. Donde otros ven desecho, hay una oportunidad de midstream (recolección, procesamiento, transporte) que el sector privado puede capitalizar.
La cooperación internacional se abre paso. Petrobras y Pemex firmaron el 23 de junio de 2026 un memorando de entendimiento para exploración conjunta en aguas del Golfo de México, y un segundo acuerdo para refinación y biocombustibles está en negociación. Si tu startup opera en servicios técnicos para upstream, downstream o descarbonización, la frontera México-Brasil se vuelve un mercado real, no un eslogan.
La política pública cambia de rumbo según el viento. La Cepal documentó que los ingresos fiscales petroleros cayeron del 13,1% al 4,1% entre 2015 y 2025, según reportó Plano Informativo. Cualquier modelo de negocio que dependa de contratos con Pemex o de licitaciones del Estado debe modelar escenarios con reducción de derechos (DUC), estímulos fiscales y posibles revisiones de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos en 2027. Los fundadores con exposición al sector deben exigir metas verificables de producción y exploración, no solo promesas de rescate.

Conclusión

El Segundo Informe de Sheinbaum confirma una paradoja incómoda para el discurso oficial: la producción mexicana de petróleo se sostiene, en parte, gracias a contratos que la 4T había prometido cancelar. Sin esos 102.000 barriles diarios privados, los 1,77 millones actuales caerían y la meta de 1,8 millones se alejaría. La pregunta para los próximos años no es si Pemex sobrevivirá, sino quién pagará el coste: los contribuyentes, vía más apoyo fiscal, o los operadores privados, vía contratos mixtos con Pemex al 40%.

Para el ecosistema emprendedor, la lectura es clara: donde el Estado no llega, hay oportunidad — en midstream de gas, en servicios técnicos para campos maduros, en cooperación energética regional. Pero también hay un riesgo regulatorio que obliga a estructurar cualquier exposición al sector con cláusulas de revisión semestral y métricas verificables.