Baja Inversión y Agotamiento de los Campos Petroleros REDUCE la Producción de HIDROCARBUROS Punto Por Punto

La exportación de petróleo crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) se desplomó 22.94 por ciento anual durante el tercer trimestre de 2025, al promediar 556 mil 978 barriles diarios, el nivel más bajo desde que se tiene registro en 1990.

• De acuerdo con estadísticas de la petrolera, el retroceso se observó en prácticamente todos los destinos de venta y tipos de crudo, reflejo del agotamiento de campos maduros y la menor disponibilidad para exportar, en un contexto donde la empresa ha priorizado el suministro al sistema nacional de refinación.
• Durante este mismo periodo, la producción promedio de hidrocarburos líquidos, que incluye petróleo y sus condensados, fue de 1.64 millones de barriles por día, lo que representó una baja de siete por ciento frente al mismo lapso de 2024, cuando se alcanzaron 1.66 millones de barriles diarios.
• “Hemos observado una reducción en los niveles de producción de crudo. La propia dirección de Pemex reconoció que esto se debe a la baja inversión en el desarrollo de nuevos campos y al agotamiento de los campos maduros”, explicó Édgar González, asociado senior de análisis económico y deuda soberana de HR Ratings.

El especialista advirtió que esta situación ha derivado en una menor disponibilidad de petróleo para exportación, lo que implica un impacto directo en las finanzas públicas.

Los datos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) indican que, al cierre de septiembre, los ingresos petroleros ascendieron a 669 mil millones de pesos, cifra inferior en 17 por ciento anual en términos reales.

• La propia dependencia, a cargo de Édgar Amador Zamora, agrega que la baja responde a una menor plataforma de producción de petróleo y a menores ventas internas de Pemex. “Las exportaciones se han reducido y esto implica menores ingresos para Hacienda y para Pemex”, añadió el experto de HR Ratings.

Las exportaciones se han reducido y esto implica menores ingresos para Hacienda y para Pemex – Édgar González, asociado senior de análisis económico y deuda soberana de HR Ratings

América sigue como principal destino

Según Pemex, en el lapso de referencia el crudo Maya, principal mezcla de exportación, promedió 364 mil 704 barriles diarios, seguido por el Istmo, con 117 mil 122, y el Olmeca, con 63 mil 864 barriles diarios. En conjunto, los tres registraron caídas frente al mismo periodo del año pasado.

• Por destino, América se mantuvo como el principal mercado de exportación, con 337 mil 213 barriles diarios, seguida de Europa, con 133 mil 993, y el Lejano Oriente, con 85 mil 772. En todos los casos, los volúmenes fueron menores que en 2024.
• Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC, explicó que la variación en las exportaciones entre los distintos mercados responde al precio de venta del crudo en el momento de la transacción, también conocido como precio spot.
• “Pemex trata de colocar el crudo en donde le den un mejor precio spot”, dijo Monroy, quien también descartó que los menores flujos de ventas hacia el Lejano Oriente sean afectados en gran medida por los conflictos geopolíticos o decisiones de la OPEP+.

“Estos factores influyen muy poco. Los países de la OPEP+ tienen un crudo diferente al nuestro, entonces México compite en otras ligas”, destacó.

• Estos factores influyen muy poco. Los países de la OPEP+ tienen un crudo diferente al nuestro, entonces México compite en otras ligas – Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC

Apertura privada, una opción a mediano plazo

De acuerdo con el analista de HR Ratings, la estrategia de Pemex busca destinar una parte creciente de la producción al sistema de refinación para elevar la oferta de combustibles y reducir la dependencia de importaciones. Sin embargo, los avances todavía son limitados.

“Será necesario esperar hasta 2026 para ver resultados más claros”, apuntó. Sobre las alternativas para mejorar la posición financiera de la empresa, González consideró que una mayor apertura al sector privado podría ser positiva.

• “Pemex no cuenta con todos los recursos necesarios para invertir en exploración, producción y venta de crudo. Las inversiones mixtas, donde mantenga una participación mayoritaria del 55 por ciento, pueden ser benéficas”, dijo.

No obstante, señaló que estas alianzas tardarían entre cuatro y seis años en generar resultados tangibles, y dependerán del ritmo de modernización del Sistema Nacional de Refinación, particularmente de la refinería de Dos Bocas, que aún no opera a su máxima capacidad.

Producción petrolera de México seguirá en picada

México podría perder al menos 800 mil barriles diarios de capacidad de producción de petróleo hacia 2035, esto es cerca del 50% de lo que produce actualmente, según datos del World Energy Outlook 2025, elaborado por la Agencia Internacional de Energía (AIE).

• El informe señala que esta perspectiva responde a una combinación de factores estructurales: agotamiento natural de yacimientos maduros, escasa inversión en exploración profunda, restricciones operativas dentro de Pemex y limitaciones tecnológicas acumuladas durante años.

La AIE sostiene que, sin una estrategia más sólida de inversión en tecnología y exploración, la erosión productiva será continua a lo largo de la próxima década.

• Los datos actuales confirman la tendencia preocupante. Según Petróleos Mexicanos (Pemex), en octubre de 2025 la producción conjunta alcanzó 1 millón 641 mil barriles diarios, cifra que representa una caída de 4.4% anual respecto al mismo mes de 2024.
• Con este registro, México acumula 22 meses consecutivos de retrocesos, un periodo que refleja la dificultad creciente para sostener la producción en los campos maduros que históricamente han alimentado la plataforma petrolera nacional.

La AIE advierte que, sin cambios estructurales en gestión operativa, tecnología y exploración, este descenso se convertirá en un problema permanente.

Contexto: La AIE anticipa un desplome profundo en la producción petrolera mexicana hacia 2035, un escenario que coincide con la caída prolongada que registra Pemex desde hace casi dos años. Analistas advierten impactos fiscales y riesgos para la autosuficiencia energética.

Impacto económico: ingresos petroleros en riesgo

• La caída productiva también tiene efectos directos en las finanzas públicas. Félix Boni, director general de Análisis Económico de HR Ratings, advirtió que una disminución sostenida en la producción y en las exportaciones traerá una caída significativa en los ingresos petroleros, lo que impactará de inmediato al erario.

“El más perjudicado es el Gobierno Federal, que recibe menos recursos petroleros y, en segundo lugar, tiene que seguir gastando más dinero para Pemex. Entonces, el efecto es un incremento en la deuda pública de México”, señaló Boni en entrevista con La Silla Rota.

La situación fiscal ya muestra signos de presión, un análisis de México Evalúa detalla que entre enero y octubre de 2025.

• Los apoyos extraordinarios otorgados a Pemex generaron un faltante de 284 mil millones de pesos en los ingresos del Gobierno federal. Este monto equivale a casi cinco veces el presupuesto ejercido por la Secretaría de Salud en el mismo periodo, con efectos visibles en diversas dependencias.

Riesgos para la autosuficiencia y modelo energético

• La AIE señala que el agotamiento de reservas maduras es un fenómeno esperado en cualquier país petrolero, pero puede mitigarse mediante inversiones en exploración profunda y adopción de tecnologías más eficientes.
• Sin embargo, tanto factores internos como externos han limitado ese potencial en México, generando preocupación sobre la autosuficiencia energética, la capacidad de abastecimiento de combustibles y los ingresos fiscales asociados al petróleo.
• Jorge Cano, coordinador del Programa de Gasto Público y Rendición de Cuentas de México Evalúa, enfatizó que la menor disponibilidad de petróleo afecta la venta de crudo, el procesamiento en refinerías y las exportaciones.

Además, recordó que el petróleo sigue siendo un soporte central de las finanzas públicas, la balanza comercial energética y el abasto nacional de combustibles.

Llamado a cambios regulatorios y apertura a inversión privada

Ante esta perspectiva, especialistas subrayan la urgencia de introducir cambios regulatorios, fortalecer la transparencia operativa y abrir espacios a la inversión privada en nuevos bloques exploratorios.

• Cano enfatizó que la participación de empresas privadas puede ser determinante para revertir el declive, “con una inversión importante del sector privado se podrían revertir las cifras negativas de Pemex, tener mayor capacidad y tecnología para extraer de nuevos yacimientos y mejorar su producción”, afirmó.

Sin una reconfiguración del modelo energético y sin una estrategia de inversión más robusta, la caída continuará marcando la trayectoria petrolera del país.

Alistan inversión para el campo Trión del Golfo de México

En el Patio de Puertos Integrales del Sureste, ubicado en el puerto de Altamira, este miércoles se llevó a cabo el banderazo de inicio de actividades del campo Trión del Golfo de México, que contará con una inversión de 10,400 millones de dólares a lo largo de la vida del proyecto y arrancará su producción en 2028, para aportar 100,000 barriles diarios de petróleo a la extracción nacional en su pico productivo.

• Trión será el primer desarrollo en aguas ultraprofundas mexicanas, a un tirante de agua superior a 2,500 metros y será operado por la australiana Woodside Energy que obtuvo la adjudicación para asociarse con Pemex y hoy lleva un avance de 50% en los trabajos y una inversión de más de 7,200 millones de dólares en exploración, evaluación, caracterización de recursos y adquisición de equipos para su desarrollo.
• Como acto simbólico, autoridades e integrantes de la empresa firmaron uno de los cabezales de pozo que será instalado en el lecho marino. Este gesto representa el inicio formal de las actividades en México del Campo Trión y refrenda el compromiso institucional con el desarrollo responsable, seguro y eficiente del proyecto, explicaron.
• El evento fue encabezado por la secretaria de Energía del Gobierno de México, Luz Elena González Escobar, el gobernador de Tamaulipas, Américo Villarreal Anaya, el director de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, el subsecretario de Industria y Comercio de la Secretaría de Economía, Vidal Llerenas Morales, y el vicepresidente de Trion en Woodside Energy, Stephane Drouaud, entre otros.

De acuerdo con cifras oficiales, el proyecto representa una inversión aprobada de 10,400 millones de dólares (capital más gastos operativos), considerada la tercera inversión privada más grande en el país, según Data México de la Secretaría de Economía. También significará más de 10,000 millones de dólares en impuestos y regalías para el país a lo largo de la vida del proyecto.

El director general de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, precisó que el campo Trión representa uno de los mayores desafíos tecnológicos, operativos y de inversión, por los retos que implica su ejecución. Sostuvo que Trión no es cualquier yacimiento, es el proyecto más importante, intensivo en capital y complicado de Pemex.

• «El yacimiento, los derechos, las reservas y el subsuelo son de la nación, el petróleo es de los mexicanos, pero si no lo desarrollamos de manera conjunta con la tecnología y el capital, pues no genera riqueza para todos los mexicanos», enfatizó.

Junto con la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, Rodríguez Padilla informó que Pemex trabaja en nuevas oportunidades exploratorias de gas convencional en todo el territorio nacional.

• El vicepresidente de Woodside Energy, Stephane Drouaud, indicó que la colaboración con Pemex es una alianza que combina la experiencia global en aguas profundas con el conocimiento de Pemex.

Recordó una reflexión compartida durante el trabajo con los socios y contratistas del proyecto: que la relación entre Woodside y Pemex es como un matrimonio.

Trión fue descubierto en 2012 y mide 1,284 kilómetros cuadrados. Cuenta con reservas certificadas totales 3P de 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Tiene además estudios sísmicos 3D en casi el 100% del campo y tres pozos perforados:

• Trión 1 y Trión 1DL, ambos productores de aceite y gas, ejecutados por Pemex, y un tercer delimitador de la australiana BHP Billiton (que en 2022 separó su negocio minero y petrolero, en una fusión en que otorgó la segunda actividad a su compatriota Woodside Energy).

Se localiza a 39 kilómetros de la frontera marítima con Estados Unidos y 172 kilómetros de las costas de Tamaulipas. BHP Billiton fue la primera empresa en ganar una licitación tipo farmout para asociarse con Pemex en el país.

• El monto de acarreo al que se comprometió la australiana para ganar la licitación en 2016 exentó a Pemex de realizar inversiones durante los primeros años del contrato y fue estipulado en 570 millones de dólares, por lo que se prevé que la estatal comience a invertir en el campo hasta el desarrollo.

Lecciones de Trión

• Fluvio Ruiz Alarcón, experto en economía petrolera y exconsejero independiente de Pemex, celebró el inicio de los trabajos en Trión y explicó las lecciones que considera se deben tomar de este campo para trabajos en aguas profundas y la adjudicación de futuros contratos mixtos de la estatal petrolera con privados.

El especialista recomendó que se elija al socio por su conocimiento y transferencia tecnológica más allá del monto económico que se desembolse en la licitación, como ocurre hoy con Woodside luego de que la gigante minera BHP le vendió su participación.

También será importante no catalogar a los potenciales socios por su tamaño, como en el caso de la australiana de mediana escala pero amplia trayectoria.

• Igual deberá evaluar mejor los recursos a futuro porque por obtener altos montos de acarreo iniciales se puede sacrificar renta petrolera en contratos de tan larga duración, y se necesita retomar la ruta de investigación en recursos complejos porque es ahí donde puede haber grandes hallazgos de hidrocarburos.

“Es una gran noticia, que por fin le hayan puesto fecha al desarrollo y al primer barril en Trión puede marcar estructuralmente el rumbo hacia donde puede dirigirse la industria petrolera del país”, aseguró.

Trión en aguas profundas mexicanas:

• Será el primer desarrollo en aguas ultraprofundas mexicanas, a un tirante de agua superior a 2,500 metros.
• Fue descubierto en 2012 y mide 1,284 kilómetros cuadrados. Cuenta con reservas certificadas totales 3P de 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
• Será operado por la australiana Woodside Energy, que tiene 60% de participación en el contrato adjudicado en 2016 para asociarse con Pemex.
• Representa una inversión aprobada de 10,400 millones de dólares (capital más gastos operativos), considerada la tercera inversión privada más grande en el país.
• El contrato de licencia de 50 años significará más de 10,000 millones de dólares en impuestos y regalías para el Estado mexicano.
• Iniciará su producción en 2028, para llegar en 2029 y 2030 a su pico de 110,000 barriles diarios, según los planes de Pemex. /PUNTOporPUNTO