En su más reciente análisis energético, BBVA ve un aumento pequeño en la producción de Pemex, una señal tímida pero significativa en medio de los desafíos que enfrenta la petrolera estatal. Aunque la tendencia sigue siendo frágil, el ligero repunte en la extracción de hidrocarburos líquidos marca el segundo trimestre consecutivo con variaciones positivas, luego de casi dos años de caídas constantes.

BBVA ve un aumento pequeño en la producción de Pemex: señales de alivio en medio de la incertidumbre

De acuerdo con el reporte del 28 de octubre de 2025, la producción promedio de hidrocarburos líquidos alcanzó 1.648 millones de barriles diarios (MMbd) durante el tercer trimestre, frente a los 1.631 MMbd registrados en el periodo anterior. El incremento, aunque modesto, refleja la mejora en los nuevos campos petroleros, cuya aportación creció en 35 mil barriles diarios, compensando parcialmente el declive de los yacimientos maduros.

Para BBVA, este avance técnico tiene un valor simbólico: representa un punto de inflexión tras una prolongada fase de deterioro productivo. Sin embargo, la entidad advierte que el desafío estructural de Petróleos Mexicanos (Pemex) no radica solo en estabilizar sus cifras, sino en sostenerlas ante la presión de un mercado internacional cada vez más competitivo y regulado.

Producción en números: leve repunte, grandes retos

Al desglosar los resultados, el informe identifica que el incremento de 17.6 mil barriles diarios provino principalmente del petróleo crudo pesado y ligero, mientras que los socios privados de Pemex redujeron su aportación. Aun así, en términos anuales, la producción sigue 6.5 % por debajo del nivel observado en 2024.

Este comportamiento mixto se atribuye a la madurez de los campos más antiguos y a la dificultad de acelerar los nuevos proyectos al ritmo previsto por el plan operativo. BBVA destaca que la recuperación sostenida dependerá de la eficiencia técnica y de la capacidad para mantener la inversión sin comprometer las finanzas de la empresa.

Ventas a la baja y pérdida controlada

El entorno financiero de Pemex continúa presionado. Las ventas totales se contrajeron 11.1 % respecto al mismo trimestre de 2024, con una reducción del 21.4 % en exportaciones y del 4.2 % en el mercado nacional. La baja en los precios internacionales de la mezcla mexicana y el descenso en la venta de combustibles como la gasolina Magna explican buena parte de este desempeño.

No obstante, el informe subraya una mejoría: la pérdida neta del trimestre se redujo a 61.2 mil millones de pesos, una cifra mucho menor que los 161.5 mil millones del año anterior. La mejora se atribuye a una utilidad cambiaria significativa, menor deterioro de activos y una reducción en costos de producción.

Entre la estabilidad y la vulnerabilidad

El análisis de BBVA concluye que, pese a las señales de estabilización, Pemex enfrenta una encrucijada. El repunte productivo no alcanza a compensar la pérdida estructural derivada del agotamiento de campos maduros, que aún representan más del 70 % del total de hidrocarburos líquidos.

Para revertir la tendencia, la petrolera deberá frenar el declive natural de sus pozos más antiguos y consolidar el rendimiento de los nuevos desarrollos. Solo así podría acercarse a su meta de 1.8 millones de barriles diarios, un objetivo que, por ahora, se mantiene distante.

El análisis también apunta a que las perspectivas del mercado global —marcado por precios volátiles, una transición energética incierta y presiones fiscales internas— seguirán influyendo en el desempeño de la compañía.

Una lectura más amplia: señales de resistencia

El tono del reporte de BBVA, aunque prudente, deja entrever que la empresa muestra cierta capacidad de adaptación. El control de costos, la reducción de pérdidas y los pequeños repuntes de producción son señales de resistencia en un entorno que, desde 2020, ha estado marcado por choques externos y restricciones presupuestales.

Sin embargo, el margen de maniobra sigue siendo limitado. Si Pemex no logra capitalizar esta fase de relativa estabilidad para fortalecer su infraestructura y elevar su productividad, los avances podrían diluirse con rapidez.

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Las reservas petroleras del país se agotan poco a poco. Durante el último sexenio, el país perdió parte importante de sus reservas probadas —es decir, de aquel petróleo que con la tecnología y recursos actuales puede extraerse con certeza—. Sin nuevos descubrimientos, la producción futura dependerá de los mismos yacimientos maduros que hoy sostienen la plataforma nacional. Es decir: a México le urge encontrar más petróleo.

“Entre 2018 y 2024, las reservas petroleras registraron un preocupante descenso, evidenciando la necesidad de estrategias más efectivas en exploración”, señala el Programa Sectorial de Energía (PROSENER), elaborado por la Secretaría de Energía (SENER).

Aunque el gobierno reconoce que es un desafío urgente si se desea mantener la producción en los próximos años, aún no existe una estrategia clara para reactivar las actividades de exploración.

A México le urge encontrar más petróleo, advierte el PROSENER

En el PROSENER subraya que las reservas de hidrocarburos “son un asunto de seguridad energética nacional”, porque constituyen los inventarios que permiten el suministro más inmediato en territorio nacional. Es decir, son el colchón que sostiene la estabilidad energética del país.

“Son la base para garantizar un abasto suficiente para el futuro de la economía nacional y el bienestar social. Por ello, la disponibilidad de reservas es un tema estratégico y forma parte de la planeación energética”, indica el documento.

¿Qué son las reservas petroleras y por qué importan?

Las reservas son uno de los indicadores más sensibles dentro de la industria petrolera: reflejan no solo el potencial del subsuelo, sino el horizonte económico y técnico de una nación productora.

Existen tres categorías: 1P (probadas), 2P (probadas y probables) y 3P (probadas, probables y posibles). Las 1P son las de mayor certeza; las 3P, las que solo tienen un 10% de probabilidad de recuperarse.

Según datos de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos, en 2018 las reservas 1P alcanzaban 8,484 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que en 2024 cayeron a 8,383 millones. En el caso del crudo, la reducción fue de 6,464 a 5,978 millones de barriles.

El gas natural fue la excepción: sus reservas probadas crecieron de 10,022 a 12,297 mil millones de pies cúbicos. Sin embargo, la tendencia general es descendente, y para 2025 no existen cifras actualizadas debido a la desaparición de la CNH.

El plan en papel

El Plan Estratégico de Pemex 2025-2035 contempla una exploración “focalizada y diversificada” para sustituir reservas y garantizar su incremento en el mediano plazo. Sin embargo, lo cierto es que aún no se han definido planes específicos ni mecanismos financieros que impulsen nuevas áreas de exploración.

Aunque la meta es clara —mantener una relación reserva/producción de al menos diez años—, los avances dependen de la información geológica y de la perforación de nuevos pozos en Veracruz, Oaxaca, Chiapas, Tabasco y Campeche.

En el estado de Tamaulipas los trabajos de prospección ya están por comenzar de la mano de Woodside Energy.

El documento indica: “Se continuará la exploración en las asignaciones actuales buscando materializar el potencial remanente”. Es decir, PEMEX pretende seguir explorando campos ya existentes y solicitar nuevas áreas, lo que implicaría reabrir el debate sobre la participación privada en exploración.

Una actividad costosa y de largo plazo

Óscar Ocampo, director de Desarrollo Económico del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), explica que la exploración es una actividad costosa, de largo plazo y con alta incertidumbre. “Si un área no resulta productiva, la inversión se pierde. Si sí lo es, los beneficios dependen del volumen recuperable y la complejidad técnica para extraerlo”, comentó.

Actualmente, los mecanismos vigentes incentivan la producción en campos maduros, donde el riesgo es bajo pero la rentabilidad también. Ocampo advierte que “eso no favorece la restitución de reservas, porque la exploración requiere asumir más riesgo”.

Las rondas petroleras creadas con la reforma energética de 2013 fueron un intento por incentivar esa búsqueda. Sin embargo, desde 2019 están suspendidas, lo que ha limitado los nuevos descubrimientos.

Sin exploración, no hay futuro energético

“Es lógico que haya caído el nivel de reservas porque se redujo la inversión en nuevos proyectos exploratorios”, concluye Ocampo. “Eso implica menos posibilidades de revertir la tendencia a la baja en la plataforma de producción”.

Sin recursos suficientes ni un esquema de colaboración privada definido, a México le urge encontrar más petróleo si quiere mantener su soberanía energética en la próxima década.

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La empresa Woodside Energy confirmó que en 2026 comienza la exploración petrolera en Tamaulipas. El arribo de la embarcación perforadora de pozos de Transocean, que operará en el Campo Trion, dentro del Cinturón Plegado Perdido del Golfo de México.

La maniobra forma parte de una campaña de perforación de tres años, una de las más ambiciosas en la historia reciente del sector energético mexicano.

El inicio de una nueva etapa en el Golfo de México

Durante una exposición ante integrantes del Clúster de Energía y Gran Industria del Sur de Tamaulipas (Cegistam), Jimena de la Torre Hernández, enlace de Comunicación Social de la compañía australiana. El proyecto avanza en paralelo con la construcción de dos componentes cruciales, a saber: una plataforma flotante en los patios de Hyundai Heavy Industries, en Corea, y una embarcación de almacenaje y descarga en China.

“Estamos trabajando para arrancar la campaña de perforación, misma que tendrá una duración de tres años a través de una embarcación de la empresa Transocean que llegará en 2026 a las costas de Tamaulipas”, señaló la vocera.

Campo Trion y la inversión multimillonaria

La ejecución de Campo Trion representa una inversión estimada de 11 mil millones de dólares, en asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex). Hasta el cierre de 2025, el proyecto prevé alcanzar un avance del 50 %, con un progreso actual del 43 %.

El yacimiento se localiza a 180 kilómetros al este de la costa mexicana y a 90 kilómetros al sur de la frontera marítima con Estados Unidos, a una profundidad de 2,550 metros. Es por ello que en 2026 comienza la exploración petrolera en Tamaulipas. La fase estratégica actual permite integrar los grandes componentes producidos en el extranjero y ensamblarlos en territorio nacional.

Compromiso con el desarrollo local

De la Torre Hernández enfatizó que, entre 2026 y 2030, la compañía concentrará sus esfuerzos en contratar proveeduría local. “Dentro del contenido nacional tenemos un compromiso muy importante a través de un registro de proveedores, donde las empresas tamaulipecas podrán mostrar sus servicios y alcances”, puntualizó.

El objetivo es fortalecer el ecosistema energético regional y propiciar una red de empresas vinculadas a la cadena de suministro petrolera. El Sur de Tamaulipas consolidaría de tal forma su presencia industrial en el país.

Proyecciones y avances técnicos

Además, en su informe global, Woodside Energy destacó que el Campo Trion registra un avance del 35 %. La inversión es ya de más de 400 millones de dólares. De acuerdo con su CEO, Meg O’Neill, “el proyecto Trion continúa cumpliendo sus compromisos, ejecutando múltiples proyectos de gran escala con un sólido desempeño en seguridad y control de costos”.

La empresa prevé obtener el primer barril de petróleo en 2028. El desarrollo tamaulipeco, sería, por lo tanto, una de las operaciones más relevantes del Golfo de México en materia de exploración petrolera.

Infraestructura en marcha

La unidad flotante de producción (FPU) comenzó a construirse a finales de 2024 en Corea del Sur. El barco de almacenamiento y descarga ya inició su fabricación en China.

La magnitud del proyecto refleja una apuesta de largo plazo: el ensamblaje y la integración de los componentes se realizarán cerca de Matamoros, con lo que Tamaulipas se convertiría en un punto clave de logística y operación energética.

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