Los nuevos contratos de hidrocarburos en México: los contratos de desarrollo mixto 

Fuente: Bloomberg

Introducción

Entre 2024 y 2025, el marco constitucional y legal del sector de los hidrocarburos en México cambió, a los fines de apalancar el rol de Petróleos Mexicanos (Pemex) como empresa del Estado a cargo de la conducción de las políticas de hidrocarburos. Una de las aristas de estos cambios es la introducción de un nuevo modelo de contrato, conocido como el contrato de desarrollo mixto, basado en los artículos 11 de la Ley de Petróleos Mexicanos y 24 de la Ley de Hidrocarburos. 

El modelo de contrato de exploración y explotación en la Reforma Energética de 2013

Luego de la Reforma Energética implementada en 2013, los títulos habilitantes para la realización de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos se organizaron en torno a dos categorías, a saber, las asignaciones a empresas productivas del Estado y los contratos con la inversión privada. La categoría de “empresa productiva del Estado” fue introducida en la reforma constitucional de 2013, a los fines de adoptar reglas de gobernanza en Pemex orientadas a fortalecer su independencia técnica, capacidad operativa y gestión económica eficiente. El propósito final fue ampliar el rol de la inversión privada a través de contratos de exploración y explotación, incluso, permitiendo migrar las asignaciones a este modelo. 

A estos efectos, el marco regulatorio optó por reconocer diversas modalidades a través de las cuales este modelo contractual podía implementarse, en función al rol de la inversión privada y el Estado. Así, y siguiendo el artículo 18 de la Ley de Hidrocarburos hoy derogada, este modelo podía abarcar, en un extremo, al contrato en el cual todas las actividades y sus riesgos anejos son asumidas por el inversionista privado (contratos de licencia), y en el otro extremo, el contrato en el cual el inversionista solo asume tareas específicas, pero sin riesgo, en el entendido que la operación queda a cargo del Estado (contrato ordinario de servicio). Entre estos dos extremos, la Ley permitió fórmulas contractuales de colaboración, tanto en la gestión como en la producción o utilidad (contratos de asociación, de utilidad o producción compartida). 

El modelo de contrato mixto en la reforma energética de 2025

La Ley de Hidrocarburos de 2025 modificó este marco regulatorio, al establecer dos formas de asignación, a saber, la asignación para desarrollo propio a cargo de Pemex, que constituye la regla, y la asignación para desarrollo mixto, que es la excepción (artículos 10 y 11). En las asignaciones de desarrollo mixto, Pemex celebra contratos con la inversión privada para “complementar” sus capacidades. A diferencia de la Ley de 2013, la reforma de 2025 no permite ceder o transferir derechos de hidrocarburos, lo que podría implicar que la responsabilidad primera de la operación debe recaer en Pemex (artículo 24). La decisión sobre la implementación de este tipo de asignación corresponde a la Secretaría de Energía (artículo 25). 

El contrato que Pemex celebra para ejecutar esta asignación es calificado como “contrato mixto”. De acuerdo con el contenido mínimo de este contrato y otras condiciones establecidas en los artículos 28 y 31 de la Ley, pareciera que el contrato mixto participa de la naturaleza del contrato de producción o utilidad compartida, aun cuando el contratista no puede ejercer derechos sobre los yacimientos -solo ejecutar tareas por cuenta de Pemex-.  En todo caso, la Ley fija como porcentaje mínimo de Pemex el cuarenta por ciento (40%), lo que puede ser interpretado como la participación mínima en la producción. 

Diferencias entre el contrato de exploración y explotación y el contrato mixto

La principal diferencia entre el contrato de exploración y explotación y el contrato mixto es que, en el primero, la inversión privada podía tener un amplio rol como operador, mientras que, en el segundo, el proceso de toma de decisiones debe descansar en Pemex, sin que se permita transferir derechos sobre los yacimientos. Este mayor rol de Pemex va de la mano del cambio de su forma jurídica, de empresa productiva a empresa del Estado, como quedó regulado en la reforma constitucional de 2024 y en el artículo 1 de su Ley de organización dictada en 2025. El artículo 11 de la nueva Ley de Pemex reafirma que el contrato mixto no implica la cesión de derechos petroleros, al punto que prohíbe al contratista “registrar como activos propios las reservas petroleras que pertenecen en exclusiva a la Nación”. 

De conformidad con los lineamientos aprobados por el Consejo de Administración de Pemex el 22 de abril de 2025, el contrato mixto puede tener un contenido diverso, según las condiciones generales y particulares definidas en cada caso para iniciar el procedimiento licitatorio a los fines de seleccionar al contratista privado, y que en casos excepcionales podría ser un procedimiento de adjudicación directa. 

El contrato mixto: ¿contrato de servicio petrolero?

En todo caso, la flexibilidad para determinar el contenido de los derechos y obligaciones del contrato mixto está acotado en la Ley de Hidrocarburos, lo que se refleja en los lineamientos. Por lo tanto, los contratos mixtos deben partir de la conducción del proceso de toma de decisiones por Pemex, considerando al inversionista privado como un contratista, y no como un titular de derechos de hidrocarburos. En la práctica, esto podría llevar a que el contrato mixto funcione como un “contrato de servicio petrolero”. De acuerdo con el Derecho comparado, en estos contratos el inversionista privado asume las tareas de exploración y explotación por cuenta del Estado, quien participa en la producción o en la utilidad, dirigiendo la actuación del contratista que, en los hechos, actúa como operador (pero no en un sentido de iure, pues no es titular de los derechos sobre yacimientos de hidrocarburos). 

Este esquema podría implementarse permitiendo a la inversión privada realizar todas las tareas de exploración y producción, asumiendo los costos de la operación (OPEX) y de capital (CAPEX). Por ello, los lineamientos establecen la necesidad de fijar mecanismos administrativos de control de los costos recuperables, que se limitan al 30% de los ingresos, y en casos excepcionales, al 40% (Sección II.1.4).

Así, el contratista asumiría en los hechos la operación y sus riesgos anejos, de forma tal que, con lo producido, se procederá a enterar la participación de Pemex (no menos del 40%), cubrir los costos (entre el 30% y el 40%), y de ser el caso, realizar los demás aportes correspondientes a la participación fiscal del Estado. La diferencia entre lo producido y todos estos conceptos sería la remuneración del contratista.