La estrategia de exploración y producción (E&P) de México entró en una fase decisiva con el Plan de Hidrocarburos 2025-2030, que coloca a Petróleos Mexicanos (PEMEX) en el centro de la autosuficiencia energética.
El plan destina 1.6 billones de pesos a 12 proyectos prioritarios y fija una meta de 1.8 millones de barriles diarios (Mbd) de crudo y 5 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas para finales de la década. Bajo esta premisa, la Secretaría de Energía (SENER) consolida un modelo de “comité de asignaciones” que otorga a la cartera estatal un rol preponderante, pero exige consultas comunitarias y beneficios ASG a cada desarrollo.
La columna vertebral de PEMEX
La apuesta productiva descansa en una cartera heterogénea de aguas profundas, someras y campos terrestres.
- Trion (Tamaulipas, 2,500 m de tirante de agua) se convertirá en el primer productor mexicano de aguas ultra-profundas. Woodside Energy (60%) y PEMEX (40%) invertirán un total de 10,434 MMUSD para alcanzar un pico de 109 Mbd en 2030.
- Lakach, frente a Veracruz, prevé 1,667 MMUSD para suministrar 200 MMpcd de gas a partir de 2026 mediante una red submarina y una estación de acondicionamiento en tierra.
- Zama, yacimiento unificado y ahora operado por PEMEX, movilizará 9,085 MMUSD con objetivo de 180 Mbd en 2029 y crudo de 24-27 °API.
- Ixachi mantiene el récord reciente en tierra: 11,514 MMUSD para gas húmedo y condensado de alta presión; ya aporta volúmenes críticos a la red del sureste.
- Kayab-Pit y Ayatsil-Tekel refuerzan la Sonda de Campeche con aceites pesados y extrapesados. Kayab compromete 18,731 MMUSD y apunta a 93 Mbd; Pit, 13,184 MMUSD y 89 Mbd; Ayatsil superaría 148 Mbd en 2030 gracias a bombeo electrocentrífugo e inyección masiva de agua de mar.
- En superficie, Burgos (gas no asociado), Bakte (gas-condensado) y Yaxché (aceite pesado) ilustran la estrategia de gasificación y recuperación secundaria vía plataformas compactas, ductos cortos y plantas de inyección neumática o de agua.
- Finalmente, Maloob y Cantarell fase II mantienen la producción base mediante proyectos de inyección de nitrógeno y otras técnicas EOR para extraer crudo de 10-13 °API en yacimientos maduros, todavía responsables de ~100 Mbd.
Estos 12 desarrollos concentran 61% de la producción de PEMEX y generarían ingresos brutos cercanos a 5 billones de pesos; será indispensable el cumplimiento de sus planes a cabalidad para no exponer al portafolio a retrasos o sobrecostos que pudieran comprometer la meta de 1.8 Mbd.
Capital y tecnología privados
A pesar de la amplia participación estatal, la inversión privada sigue siendo palanca crítica:
- ENI ha invertido 5,000 MMUSD en Amoca-Miztón-Tecoalli y tiene un presupuesto total aprobado de 9.5 mil MMUSD hasta 2040, respaldado por un FPSO propio en la Cuenca Salina.
- Fieldwood (Ichalkil-Pokoch) y Hokchi Energy promedian 20-25 Mbd y exploran fases de expansión tras inyectar más de 1.5 mil MMUSD combinados.
- La CNH, a incorporarse a la Comisión Nacional de Energía, registra 108 contratos vigentes con operadores privados y un contenido nacional acumulado de 19,460 MMUSD a junio 2024; la producción operada por este segmento ronda los 280 Mbd, equivalente al 17% del suministro nacional.
Modelos “contrato mixto” obligan a PEMEX a conservar al menos 40% de participación, garantizando soberanía sobre volúmenes estratégicos sin renunciar a tecnología especializada, FPSOs o software de modelado que aportan los socios.
Ingeniería de frontera y recuperación mejorada
Las metas de producción dependen cada vez más de tres vectores tecnológicos:
- Aguas profundas: unidades flotantes de producción (FPU) y sistemas multiphase boosting diseñados para 3,000 m de lámina de agua y HPHT.
- Aceites pesados: bombeo electrocentrífugo de alto caudal, tetrápodos de inyección y plantas de endulzamiento para crudos de 8-12 °API.
- EOR/IOR: la CNH identifica 129 yacimientos candidatos; una ganancia de 10% de factor de recuperación aportaría hasta 1 Mbd extra durante dos décadas, potencial suficiente para duplicar reservas probadas si se ejecuta a escala.
Cantarell y KMZ ya utilizan inyección de nitrógeno; estudios piloto de CO₂-EOR, polímeros y surfactantes apuntan a Bermúdez-Jujo-Tecominoacán y Chicontepec. El reto es movilizar CAPEX oportuno y alianzas tecnológicas antes de que la declinación natural erosione la base productiva.
Riesgos y perspectivas
El énfasis en grandes proyectos concentra riesgo: un retraso material en Trion o Lakach mermaría el plan de gas seco para la península y la generación eléctrica. A ello se suman la carga financiera de PEMEX, la volatilidad de precios y la posible centralización regulatoria que absorba facultades de la CNH y CRE en la SENER, lo que genera dudas sobre los tiempos de aprobación.
No obstante, el binomio de portafolio estratégico y asociación privada ofrece un vector de crecimiento que, combinado con disciplina de costos y criterios ASG verificables, puede sostener la producción por encima de 1.7 Mbd a partir de 2027, estabilizar la balanza comercial de combustibles y liberar espacio fiscal para la transición energética. Para tomadores de decisiones y ejecutivos técnicos, la clave será sincronizar ingeniería, financiamiento y gobernanza en el momento adecuado: los próximos 24 meses definirán si México capitaliza su ventana geológica o ve diluirse la oportunidad.
