Por Staff
Expreso-La Razón
Después de años de abandono operativo, Petróleos Mexicanos vuelve a trabajar en los campos petroleros terrestres de Tamaulipas.
Recientemente, la empresa adjudicó contratos mixtos para reactivar el bloque Tamaulipas-Constituciones —un campo maduro ubicado al oeste de Tampico, en la Cuenca Tampico-Misantla, que abarca zonas como Altamira, Pánuco y Ébano— y el bloque Cuervito, en la Cuenca de Burgos, al norte del estado.
El esquema obliga a los socios privados a financiar la mayor parte de la operación, mientras Pemex conserva una participación mayoritaria y el Estado mantiene la propiedad de los hidrocarburos.
Es, en términos prácticos, la apuesta más concreta que ha hecho la petrolera estatal en años para frenar el declive de activos terrestres que llevan décadas produciendo por debajo de su potencial.
Hay regiones de Tamaulipas donde la extracción de petróleo no es una idea nueva: es una historia que comenzó en el siglo pasado. Campos de la región produjeron hidrocarburos durante décadas, y sus suelos guardan todavía reservas significativas que no han podido aprovecharse por falta de inversión, tecnología y voluntad institucional.
Un campo maduro con historia y reservas sin explotar
El proyecto Tamaulipas-Constituciones está ubicado al oeste de Tampico, en una zona que abarca porciones de tres estados: Tamaulipas, Veracruz y San Luis Potosí. Geológicamente, el área forma parte de la Cuenca Tampico-Misantla, una de las formaciones más productivas del país en términos históricos.
El campo comprende 12 asignaciones petroleras distribuidas en una superficie de 101.8 kilómetros cuadrados. Según los cuartos de datos presentados por Pemex en el proceso de licitación, el bloque tiene reservas totales de 125 millones de barriles de aceite pesado con densidad de 17 grados API —un crudo denso y de menor valor comercial que el ligero, pero extraíble con la tecnología adecuada— y 144,000 millones de pies cúbicos de gas natural.
La historia reciente del campo Tamaulipas-Constituciones incluye un capítulo fallido que conviene recordar para entender por qué el modelo actual fue diseñado de otra manera.
En 2011, Pemex presentó ante la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) un ambicioso plan de reingeniería para revitalizar el campo. La propuesta era técnicamente elaborada: perforar 550 pozos de desarrollo, construir 14 macroperas, instalar 14 cabezales colectores, tender 28 oleogasoductos, levantar una terminal integral y adquirir datos sísmicos en 710 kilómetros cuadrados en tres dimensiones y 900 kilómetros en dos dimensiones.
Las proyecciones eran optimistas: la meta era extraer 103.8 millones de barriles de aceite y 44.9 mil millones de pies cúbicos de gas natural en el periodo 2011-2025, con un pico de producción de 29,000 barriles diarios previsto para 2015.
Sin embargo, en noviembre de ese mismo año, la CNH emitió un dictamen desfavorable. Los argumentos técnicos y financieros fueron contundentes: la rentabilidad del proyecto era marginal —el valor presente neto después de impuestos resultaba muy bajo para justificar el riesgo—, las cifras de reservas presentadas por Pemex mostraban inconsistencias frente a estudios independientes, y no se habían analizado con suficiente profundidad las alternativas tecnológicas disponibles.
El proyecto quedó suspendido y el campo continuó operando en modo de mantenimiento, sin inversión significativa.
El modelo de contrato mixto
La figura jurídica que Pemex eligió para retomar la operación de estos campos es el contrato mixto, un mecanismo que permite la participación privada sin alterar la propiedad estatal de los hidrocarburos.
Su lógica es la siguiente: el socio privado aporta el 100% de la inversión de capital (CAPEX) y el 100% de los gastos operativos (OPEX), asumiendo el riesgo financiero de la operación. A cambio, obtiene una participación en los ingresos generados por la producción, sujeta a la supervisión de la Secretaría de Energía (SENER) y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).
Los flujos financieros del proyecto se administran a través de un fideicomiso, lo que en teoría garantiza transparencia en los pagos, la recuperación de costos y la distribución de ingresos.
Pemex, por su parte, conserva una participación mayoritaria en el contrato: en el caso de Tamaulipas-Constituciones, esa participación asciende al 80%, luego de que el consorcio ganador pagara un bono de firma de 5,150 millones de dólares.
El Estado, asegura la autoridad, no pierde la titularidad del recurso ni deja de percibir la renta fiscal correspondiente: impuestos, derechos y utilidades continúan fluyendo hacia las arcas públicas.
El ganador: Consorcio 5M del Golfo
El bloque Tamaulipas-Constituciones fue adjudicado al Consorcio 5M del Golfo, una empresa mexicana con sede en Reynosa que, según registros de Pemex correspondientes al cuarto trimestre de 2025, obtuvo en total tres contratos mixtos dentro de este proceso: además del campo Tamaulipas-Constituciones, por 20 años, también ganó los bloques Sini-Caparroso, con una vigencia de 15 años, y Madrefil-Bellota, por 10 años. Este último contrato no había sido revelado públicamente antes de la publicación de ese reporte.
El perfil del Consorcio 5M del Golfo no es desconocido en la industria. La empresa tiene antecedentes como contratista de Pemex desde la época de la Ronda 1, el proceso licitatorio impulsado durante la reforma energética del expresidente Enrique Peña Nieto.
La producción incremental proyectada para el campo bajo este nuevo esquema es de 3,200 barriles diarios de aceite y 3.5 millones de pies cúbicos diarios de gas. Son cifras modestas frente a las aspiraciones de 2011, pero realistas para un activo en declive que necesita primero estabilizarse antes de crecer.
La Cuenca de Burgos y el campo Cuervito
El campo Tamaulipas-Constituciones no es el único en Tamaulipas que vuelve al radar de la inversión activa. En la Cuenca de Burgos, al norte del estado, el bloque Cuervito también fue objeto de adjudicación en este mismo proceso.
La Cuenca de Burgos es una de las formaciones más importantes de México en términos de gas natural no asociado. Sus yacimientos se ubican en areniscas compactas —rocas de baja permeabilidad que requieren técnicas especializadas para liberar el gas— a profundidades de entre 2,500 y 3,000 metros. El campo Cuervito tiene un área de asignación de 536 kilómetros cuadrados, reservas de 279,900 millones de pies cúbicos de gas natural y una producción actual de 29 millones de pies cúbicos por día.
El contrato para este bloque fue ganado por Geolis, otra empresa mexicana de servicios petroleros, que ofreció a Pemex un bono de firma de 5,711 millones de dólares —ligeramente superior al de Tamaulipas-Constituciones— y negoció una participación del 46% del contrato para la petrolera estatal. La Cuenca de Burgos no produce petróleo crudo en cantidades significativas, sino gas natural en estado prácticamente puro, lo que la convierte en un activo estratégico distinto: su reactivación apunta a fortalecer el abasto nacional de gas, no de crudo.
Un panorama más amplio: siete contratos adjudicados
Los bloques de Tamaulipas forman parte de un proceso más amplio. Según el reporte financiero del cuarto trimestre de 2025 de Pemex, la empresa cuenta con siete contratos mixtos asignados en total. En febrero de 2026, La Jornada reportó que Pemex adjudicó a privados siete de los diez contratos de desarrollo mixto que tenía planeados concretar antes de 2026. Aristegui Noticias, por su parte, informó que se adjudicaron cinco de los once contratos que la empresa pretendía cerrar en ese mismo plazo. Las diferencias entre estas cifras reflejan la complejidad administrativa del proceso y la posibilidad de que algunos contratos hayan sido anunciados en momentos distintos.
Entre los ganadores también figura la empresa GSM Bronco, que obtuvo contratos en otros campos no ubicados en Tamaulipas. Pemex subrayó en sus comunicaciones oficiales que las empresas adjudicadas cuentan con experiencia comprobada en campos terrestres y en manejo de gas, dos condiciones técnicas que el perfil específico de estos activos exige.
El futuro de la industria
La reactivación de campos maduros en el noreste tiene implicaciones que van más allá de los barriles que puedan extraerse.
Especialistas advierten que el modelo de contratos mixtos no es una panacea. Pemex asume el compromiso de supervisar operaciones que no financia directamente, lo que exige capacidad regulatoria y técnica interna para no perder el control real de los activos.
La experiencia internacional con esquemas similares —concretamente en Colombia, Brasil y Argentina— muestra que el éxito depende en buena medida de la calidad de la supervisión estatal y de la solidez de los contratos frente a escenarios de caída en los precios del petróleo o incumplimiento de compromisos de inversión.
Para Pemex, la apuesta tiene una lógica financiera clara: sin aportar capital propio, puede recuperar producción en activos que de otra forma seguirían en declive, y obtener ingresos por su participación en los contratos además de los bonos de firma, que en el caso de los dos bloques tamaulipecos suman más de 10,800 millones de dólares.
Para las empresas privadas, el atractivo está en operar activos con reservas certificadas y riesgo geológico relativamente acotado, en un marco regulatorio que, al menos en el diseño, les garantiza recuperación de costos y certeza jurídica.
