El consorcio responsable del campo Zama entregó a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) un plan de desarrollo del campo Zama actualizado que busca mejorar la eficiencia de capital sin modificar la meta de producción. El objetivo sigue siendo alcanzar un pico cercano a 180 mil barriles diarios de crudo ligero mediante dos plataformas costa afuera y 46 pozos productores e inyectores.

La actualización integra mejoras técnicas y de ingeniería que buscan reducir costos por unidad producida y acelerar el proceso de comisionamiento, manteniendo la arquitectura esencial diseñada para el proyecto.

¿Qué infraestructura considera el nuevo plan de desarrollo del campo Zama?

Los documentos presentados ante la CNH describen un sistema basado en dos plataformas costa afuera conectadas por un oleogasoducto que enviará la producción hacia nuevas instalaciones en la Terminal Marítima de Dos Bocas. Desde ahí se realizará el procesamiento y manejo del volumen esperado en los próximos años.

El proyecto también prevé el aprovechamiento del gas asociado para generación eléctrica en tierra, con lo que se busca reducir la intensidad de gases de efecto invernadero y mejorar la eficiencia operativa. Además, el consorcio plantea el uso de infraestructura existente para almacenamiento y transporte con el fin de disminuir costos logísticos y de construcción.

¿Cuál ha sido la evolución técnica y administrativa del proyecto Zama?

El campo Zama fue descubierto en 2017 y evaluado en 2019. Desde entonces ha enfrentado ajustes de ingeniería, disputas sobre la operación y cambios en los cronogramas que retrasaron la decisión final de inversión.

En 2024, el operador Talos Energy había señalado que los retrasos respondían a optimizaciones técnicas, recortes de presupuesto anual y reordenamientos de infraestructura que permitirían una ejecución más eficiente. El plan de desarrollo del campo Zama actualizado, presentado para 2025, busca consolidar esas mejoras con un esquema más barato por barril producido, manteniendo la producción objetivo.

¿Qué elementos cambian respecto al plan anterior?

El consorcio integrado por Pemex, Talos Energy, Wintershall Dea y Harbour Energy destaca tres áreas principales de ajuste:

Eficiencia de capital.
El nuevo plan reduce el CAPEX por unidad de producción esperada. Aunque los socios no publicaron cifras detalladas, aseguran que las modificaciones representan una mejora frente al programa previo.

Integración con Dos Bocas.
Se centraliza el manejo de la producción y se aprovecha el gas del propio campo para energía, lo que facilita la operación y ayuda a disminuir la huella ambiental del proyecto.

Secuencia y fases de ejecución.
El plan prioriza los paquetes críticos, como plataformas y pozos, y establece laterales onshore que permitirán acelerar el proceso de comisionamiento y reducir cuellos de botella en etapas posteriores.

¿Qué desafíos quedan por resolver antes de la decisión final de inversión?

La decisión final de inversión (FID) continúa pendiente. Antes de aprobarla, deben cerrarse contratos mayores para plataformas, perforación de pozos y construcción de ductos, además de cumplir con licencias y garantías técnicas.

El sector costa afuera enfrenta actualmente un mercado tensionado en fabricación y logística, lo que podría generar cuellos de botella en tiempos de entrega. Para la CNH, el reto consiste en reforzar los mecanismos de supervisión, verificar el cumplimiento de compromisos de contenido nacional y vigilar las metas de reducción de gases de efecto invernadero.

¿Qué aportará el campo Zama a la producción nacional?

Con un pico previsto de 180 mil barriles diarios, Zama representaría alrededor del 10% de la producción actual del país. Su crudo ligero aporta valor estratégico para mezclas y esquemas de exportación.

Además, el proyecto fortalece un modelo de asociación público-privada que puede facilitar inversiones en proyectos marinos complejos donde Pemex no dispone de recursos, tecnología o experiencia suficiente para ejecutarlos de forma aislada.

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En menos de un año, México dio un giro de timón en su mapa energético: la refinación de crudo creció 40% y el discurso de autosuficiencia dejó de ser solo promesa para traducirse en números duros y en decisiones de inversión de gran calado. Entre octubre de 2024 y julio de 2025, el Sistema Nacional de Refinación pasó de procesar 731 a 1,023 mil barriles diarios, impulsado por mejoras operativas y por la incorporación plena de la refinería Olmeca, en Dos Bocas, al engranaje productivo del país.

El salto no es menor: la producción de destilados de alto valor –gasolina, diésel y turbosina– se elevó 48%, mientras el combustóleo, ese rezago de la vieja refinería mexicana, redujo su peso en la mezcla de 24% a 18%, síntoma de un uso más eficiente de cada barril. Esta recomposición del portafolio permite a Petróleos Mexicanos (Pemex) colocar más combustibles en el mercado interno y depender menos de un producto pesado, más difícil de comercializar y más cuestionado ambientalmente.

Menos importaciones y un mercado más blindado

El avance en refinación ya se refleja en las aduanas. En el mismo periodo, las importaciones de destilados cayeron 26%, al pasar de 536,000 a 398,000 barriles diarios, con descensos claros en compras de gasolina, diésel y turbosina. Menos barcos descargando combustibles significa menos exposición a choques de precios internacionales, a tensiones geopolíticas y a restricciones logísticas que pueden encarecer de un día para otro el costo de mover personas y mercancías en el país.

Este ajuste se alinea con el objetivo político de abastecer el mercado interno con producción nacional y reconfigura la conversación sobre seguridad energética. La narrativa de “soberanía” deja de ser consigna para convertirse en un juego de equilibrios: más producción local, pero también más responsabilidad fiscal y ambiental para una empresa que sigue arrastrando deuda, pasivos laborales y una ruta compleja de transición energética.

Reservas, pozos y la apuesta de largo plazo

En paralelo a la expansión, Pemex se juega una apuesta de fondo en exploración: añadir más de 2,000 millones de barriles de petróleo a reservas probadas mediante la perforación de 269 pozos exploratorios en seis proyectos estratégicos en Veracruz, Tabasco, Oaxaca, Chiapas y Campeche. El mensaje es claro: no se trata solo de exprimir campos maduros, sino de sostener, al menos por una década, la plataforma de consumo interno.

El plan 2024‑2030 fija como techo producir alrededor de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos durante el próximo sexenio. Para llegar ahí se prevén más de 2,000 perforaciones y 1,300 reparaciones mayores, con una inversión superior a 220,000 millones de pesos únicamente en exploración y desarrollo. Detrás de las cifras se perfila un nuevo contrato político: el gobierno exige disciplina productiva y compromisos de sustentabilidad; la empresa reclama márgenes de maniobra y certidumbre presupuestal para ejecutar proyectos que maduran en horizontes de años, no de ciclos electorales.

Gas natural, la nueva palanca de la política energética

Si el petróleo mantiene la narrativa histórica, el gas natural se consolida como el eje de la política energética 2025‑2030. Pemex proyecta elevar la producción a 5,000 millones de pies cúbicos diarios mediante más de 1,000 perforaciones y 970 reparaciones mayores en 12 proyectos que aportarían 61% de la producción total. El objetivo es doble: reducir la fuerte dependencia de importaciones desde Estados Unidos y, al mismo tiempo, usar el gas como combustible de transición para la generación eléctrica y para la industria.

Las estimaciones oficiales hablan de ingresos del orden de 5,000 millones de pesos por crudo y 1.9 billones de pesos por gas, asociados a una inversión cercana a 238,000 millones de pesos. Pemex aumenta la producción 40% y va por más justo en un contexto en el que el gas se perfila como “moneda dura” de la política económica, al cruzar la frontera entre seguridad energética, recaudación fiscal y competitividad industrial. La apuesta, sin embargo, exige controlar emisiones de metano, reducir la quema en campo y dialogar con los compromisos climáticos internacionales que hoy pesan tanto como las calificaciones crediticias.

En este rediseño institucional, la coordinación con la Secretaría de Energía (SENER) será clave para equilibrar metas de producción, transición energética y participación privada en infraestructura de transporte y almacenamiento, en particular en regiones donde los gasoductos aún no cubren la demanda industrial.

GNL: de consumidor dependiente a nodo exportador

El giro gasífero no termina en el ducto. México empieza a posicionarse en la cadena de valor del gas natural licuado con proyectos que buscan capturar oportunidades en mercados internacionales, particularmente en Asia y Europa. El proyecto Fast LNG 1, la primera instalación flotante de gas natural licuado del país, destaca por su capacidad de 1.4 millones de toneladas anuales y una inversión cercana a 2,000 millones de dólares. Su lógica es aprovechar el gas disponible en la región para procesarlo y enviarlo a clientes que hoy buscan diversificar proveedores tras años de volatilidad geopolítica.

A este esquema se suman complejos como Energía Costa Azul y Saguaro Energía, que colocan a México como un nodo emergente de exportación de GNL en América del Norte. Lejos de la imagen de un sistema aislado, el país se inserta en un entramado regional en el que el gas texano, la infraestructura mexicana y la demanda global se cruzan para definir precios, contratos y márgenes de ganancia. El reto será no repetir la historia del petróleo: depender en exceso de un ciclo de precios y descuidar la planeación de largo plazo.

Infraestructura pesada: el papel silencioso de Sarens

Detrás de cada cifra de producción y de cada anuncio de inversión hay una coreografía de acero, concreto y maniobras milimétricas. En ese terreno, Sarens se ha consolidado como un socio estratégico para la expansión energética mexicana, al participar tanto en la construcción de nuevas instalaciones petroleras y gasíferas como en la rehabilitación y ampliación de refinerías e infraestructura crítica. Su rol ilustra que la autosuficiencia también se construye con capacidades logísticas y de ingeniería de alto nivel.

La empresa ha intervenido en la refinería de Dos Bocas y en complejos internacionales como Corpus Christi, Fort Hills y Skikda, aportando grúas de gran capacidad, transporte pesado y soluciones de ingeniería que permiten ejecutar maniobras superiores a las 1,000 toneladas con altos estándares de seguridad. Este eslabón, a menudo invisible en la discusión pública, marca la diferencia entre un proyecto que cumple calendario y presupuesto, y otro que se hunde en sobrecostos y retrasos.

Pemex aumenta la producción 40% y va por más

El plan integral de Pemex prevé que la combinación de más reservas, refinación más eficiente y mayor producción de gas impulse los ingresos fiscales y genere multiplicadores económicos en las regiones petroleras del sureste, reforzando al sector como motor de crecimiento. Para estados como Tabasco, Veracruz o Campeche, cada pozo, cada planta y cada ducto se traduce en empleo, servicios y cadenas de proveeduría que reconfiguran la economía local.

No obstante, el punto de partida es complejo. Pemex arrastra una base de producción declinante y enfrenta el reto de que los nuevos proyectos compensen la caída natural de campos maduros, al tiempo que gestiona una deuda elevada, presiones de liquidez y un escrutinio creciente sobre emisiones y riesgos ambientales. Pemex aumenta la producción 40% y va por más, pero lo hace caminando en una cuerda floja donde la disciplina financiera y la transparencia serán tan decisivas como los barriles adicionales. En paralelo, Petróleos Mexicanos (Pemex) debe demostrar que cada peso invertido se traduce en reservas, producción y menores pasivos ambientales, y no solo en un nuevo capítulo de sobreendeudamiento.

Al final, el éxito de esta ofensiva energética dependerá de algo más que cifras récord: de la capacidad del Estado para regular con rigor, del mercado para señalar desvíos y de la propia empresa para asumir que el mundo empuja hacia una matriz más limpia, incluso mientras México exprime sus últimas ventajas fósiles.

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Petróleos Mexicanos (Pemex) entregó su más reciente informe trimestral a la Comisión de Bolsa y Valores de los Estados Unidos (SEC). Su mensaje quizá peque de ser sincero, incluso incómodo: la petrolera enfrenta riesgos persistentes por robo de combustibles, vulnerabilidades internas, presiones financieras que no ceden y un panorama político que podría cambiar las reglas de juego en cualquier momento. Entonces, Pemex reconoce riesgos ante SEC en nuevo informe.

El documento, enviado el 12 de noviembre, reconoce que el robo de hidrocarburos —incluido el huachicol fiscal— sigue golpeando a la empresa con una fuerza que se mantiene en niveles críticos. Pinta la situación energética del país tal como es: difícil, entre fuego cruzado de grupos criminales, viejas prácticas internas que se niegan a morir y un mercado ilícito cada vez más sofisticado.

Pemex reconoce riesgos ante SEC en materia de seguridad

El informe describe cómo el robo, la desviación y la manipulación de combustibles continúan afectando a la red de oleoductos de la petrolera a pesar de los certeros golpes que ha recibido. La empresa detalla también incendios, explosiones, afectaciones ambientales y pérdidas humanas ocasionadas por estas actividades, que también representan una merma considerable de ingresos a pesar de las acciones correctivas que buscan recuperar la paraestatal del abandono en que estaba.
En sus párrafos más extensos, Pemex reconoce riesgos ante SEC vinculados a estas actividades y advierte que los resultados de las acciones coordinadas con el Gobierno Federal han logrado ciertas mejorar puntuales, pero que deben sostenerse para que se perciba la mejoría.

En 2024 se detectaron 11,774 tomas clandestinas. Un año antes, 14,890. La petrolera admite que algunos empleados o funcionarios podrían verse involucrados o percibirse como parte del mercado ilícito. La frase queda ahí, mostrando una sustancial mejoría pero que debe seguirse notando.

Un entorno delictivo que no se rinde

La empresa contextualiza el fenómeno dentro de un país que ha experimentado experimenta“mayor actividad delictiva” en los últimos años, derivada de cárteles y organizaciones vinculadas al narcotráfico. La presencia de un mercado ilegal de combustibles añade otra capa al problema: interrumpe operaciones, compromete la seguridad del personal y amenaza la logística. La actividad delictiva es prevalente, persistente y podría agravarse si los esfuerzos se suspenden.

Reformas constitucionales y su impacto

Pemex advierte que la capacidad del Congreso para modificar la Constitución podría traducirse en cambios profundos en la política energética y en su operación diaria. Señala que la concentración del poder político podría tener consecuencias adversas para sus finanzas, su capacidad operativa y su manejo de deuda.

Además, expresa preocupación por eventuales modificaciones al régimen cambiario. Aunque el Gobierno de México no impone actualmente restricciones, la empresa recuerda que en el pasado sí existieron controles y que cualquier regreso a ese esquema dificultaría el pago de deuda denominada en moneda extranjera.

Presión financiera constante

La deuda sigue siendo la piedra más pesada en los hombros de Pemex. Con 100.3 mil millones de dólares al cierre de septiembre de 2025, más líneas de crédito abiertas y un calendario exigente de vencimientos, la empresa admite que su operación depende en gran medida del financiamiento y del apoyo gubernamental.

Describe un flujo operativo insuficiente para cubrir inversiones y gastos, lo que ha obligado a recurrir a financiamientos adicionales y medidas de eficiencia. Incluso con apoyo fiscal y recompras de bonos, el margen de maniobra sigue siendo estrecho.

Resultados operativos en medio de la presión

La petrolera presume resiliencia en producción y refinación, pero reconoce que los precios internacionales del crudo y el declive natural de varios campos complican el panorama. La producción de líquidos llegó a 1.65 millones de barriles diarios; la de gas natural, a 3,730 millones de pies cúbicos diarios, gracias en parte al empuje del campo Ixachi.

En ingresos, la empresa registró una disminución anual de 11.1%, derivada de menores exportaciones y precios bajos del crudo. Aun así, hubo una mejora de casi 100 mil millones de pesos en resultados netos interanuales.

Coordinación con el Gobierno Federal

La empresa detalla que su Estrategia Integral de Capitalización y Financiamiento se ejecuta junto con la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y la Secretaría de Energía (SENER), mediante repos, recompras de bonos y aportaciones de capital del Gobierno Federal.

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