En el marco de la presentación de sus resultados del segundo trimestre de 2026, Petróleos Mexicanos (Pemex) destacó los progresos iniciales de su estrategia de esquemas de asociación con capital privado. Sin embargo, la petrolera dejó un hueco informativo relevante al no transparentar los volúmenes exactos de hidrocarburos que estos modelos mixtos están aportando a la plataforma nacional.
Octavio Barrera, director de Pemex Exploración y Extracción (PEP), confirmó que de los nueve contratos mixtos firmados hasta la fecha, ya existe una reactivación operativa concreta en al menos cuatro de ellos. Los activos donde se han retomado trabajos de campo son Agua Fría, Madrefil-Bellota, Sini-Caparroso y Tamaulipas-Constituciones.
Intervenciones en pozo sin métricas de aporte
De acuerdo con el directivo, la empresa ha ejecutado más de 19 intervenciones técnicas en pozos dentro de los bloques asignados bajo la modalidad de contratos mixtos. Aunque Barrera aseguró que estos trabajos permitieron incrementar la extracción en dichos campos, evitó desglosar el volumen diario o acumulado de barriles de petróleo crudo equivalente que corresponden a la aportación directa de los socios privados.
Esta falta de desglose contrasta con el reporte operativo general de la compañía. Durante el segundo trimestre de 2026 (2T26), Pemex registró una producción total de líquidos de 1 millón 658 mil barriles diarios (Mbd), lo que representó un incremento de 28 mil barriles diarios en comparación con el mismo periodo de 2025. Sin embargo, la propia petrolera atribuyó este repunte a la aportación de sus campos prioritarios directos —como Ixachi, Bakté, Itta, Koban y Maloob— y no a los esquemas de asociación.
Desarrollo acelerado y distribución geográfica
Para sostener e incrementar la plataforma de extracción, Pemex concentró su estrategia en reducir los tiempos de intervención y acelerar el desarrollo de sus activos clave. En el trimestre se concluyeron 34 pozos de desarrollo, un pozo exploratorio y 41 reparaciones mayores orientadas a mitigar la declinación de yacimientos maduros.
En cuanto a la distribución geográfica de los líquidos, el 63% de la producción de crudo provino de activos marinos en el Golfo de México, mientras que el 37% restante se extrajo de instalaciones terrestres.
El gas natural mantiene avance por campos terrestres
En el segmento del gas natural, la producción se ubicó en 4,006 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), lo que representó un crecimiento interanual del 11.5%. A diferencia del crudo, la mayor aportación de gas provino de campos ubicados en tierra, impulsada por un repunte en la extracción de gas no asociado en activos como Ixachi y Bakté.
Aunque los contratos mixtos continúan avanzando en su fase de reactivación física, el mercado y los analistas del sector energético permanecen a la espera de métricas públicas que permitan evaluar la rentabilidad real y la contribución efectiva de la inversión privada en la producción de Pemex.
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📌 Ficha del caso
- Entidad operadora: Petróleos Mexicanos (Pemex) / Pemex Exploración y Extracción (PEP).
- Contratos mixtos firmados: 9 contratos en total.
- Campos con reactivación confirmada: Agua Fría, Madrefil-Bellota, Sini-Caparroso y Tamaulipas-Constituciones (4 contratos).
- Actividad técnica en contratos mixtos: Mas de 19 intervenciones en pozos.
- Dato no proporcionado: Volumen específico de producción derivado de los contratos mixtos.
- Producción total de líquidos (2T26): 1,658 Mbd (+28 Mbd vs 2T25).
- Campos con mayor aporte reportado: Ixachi, Bakté, Itta, Koban y Maloob.
- Producción de gas natural (2T26): 4,006 MMpcd (+11.5% anual).
- Mezcla geográfica: Líquidos (63% marino, 37% terrestre); Gas natural (mayoría en campos terrestres).
