De acuerdo con cifras del comportamiento reciente de Petróleos Mexicanos, la Región Marina Noroeste —el conglomerado de activos en aguas someras donde operan ambos campos— pasó de producir alrededor de 1.02 millones de barriles diarios en 2018 a poco más de 640 mil barriles diarios en 2025, una contracción de aproximadamente 37% en siete años. La cifra se dispara por encima del 40% si la comparación se extiende a la última década.

Ku-Maloob-Zaap, el gigante que también se agota

KMZ, considerado hasta ahora el activo más valioso de la paraestatal, extraía cerca de 875 mil barriles diarios en 2018. Para el periodo 2025-2026, su producción se ubica entre 530 y 540 mil barriles diarios, lo que representa una merma de aproximadamente 39% en siete años. Analistas del sector energético han señalado que, pese a seguir siendo el yacimiento más productivo del país, KMZ ya no puede compensar por sí solo las pérdidas del resto de la plataforma marina.

Especialistas en geología petrolera han indicado que este comportamiento es propio de campos maduros que superaron su punto de máxima extracción y ahora enfrentan un agotamiento natural de reservas, un proceso que ocurre incluso tras años de explotación intensiva y que resulta extremadamente difícil de revertir sin nuevas inversiones significativas.

Cantarell, de récord histórico a sombra de sí mismo

El caso de Cantarell resulta todavía más elocuente. En su punto máximo, durante los primeros años de la década de 2000, el yacimiento llegó a producir más de 2 millones de barriles diarios, una cifra que lo convirtió en uno de los campos petroleros más productivos del planeta. Hoy, su extracción ronda entre 110 y 145 mil barriles diarios, con una caída acumulada superior al 30% si se toma 2018 como punto de comparación, y considerablemente mayor si se mide contra su pico histórico.

Voces del sector han advertido que las estrategias de explotación aplicadas en el pasado —basadas en la sobreproducción acelerada y el uso intensivo de inyección de nitrógeno para mantener la presión del yacimiento— habrían contribuido a precipitar la caída posterior del campo, limitando su capacidad de sostener volúmenes altos en el largo plazo.

Fallas operativas que agravaron la caída

A la declinación natural de los yacimientos se suman fallas operativas registradas a partir de 2021 en la infraestructura marina de Pemex —plataformas y ductos— que, según reportes del sector, afectaron de forma directa el desempeño de KMZ en distintos periodos, acentuando la tendencia a la baja.

Consecuencias para Pemex y la política energética

La contracción de estos dos yacimientos ha sido identificada como uno de los factores centrales detrás de la reducción de casi 25% en la producción nacional de crudo durante la administración pasada. Ante este panorama, Pemex ha intentado compensar el volumen perdido con el desarrollo de nuevos campos terrestres y marinos, aunque diversos análisis del sector coinciden en que estos proyectos no logran sustituir por completo la producción que aportaban Cantarell y KMZ en su mejor momento, lo que mantiene bajo presión tanto la plataforma total de producción como las finanzas públicas del país.

El límite geológico

La Sonda de Campeche pasó de ser el epicentro de la renta petrolera mexicana —llegó a combinar más de 2.5 millones de barriles diarios entre Cantarell y KMZ en sus mejores años— a convertirse en una zona madura con escaso margen de crecimiento sin inversión adicional y sin un cambio profundo en las prácticas de manejo de reservas.

Este escenario ha puesto en evidencia los límites geológicos y operativos que enfrenta cualquier estrategia de rescate de Pemex basada en estos dos megayacimientos: por sí solos, Cantarell y KMZ ya no tienen la capacidad de sostener el nivel de renta petrolera que históricamente aportaron a la Federación.

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Cifras clave del repunte de gas natural de Pemex

El promedio de producción de gas natural de Pemex entre enero y mayo de 2026 fue de 4,876 millones de pies cúbicos diarios, frente a los 4,454 millones de pies cúbicos diarios registrados en el mismo lapso de 2025. Ku-Maloob-Zaap, el complejo marino más importante de la petrolera, aportó 830.36 millones de pies cúbicos diarios de gas asociado —aquel que se extrae junto con el petróleo—, consolidándose como uno de los principales motores del incremento.

En el segmento de gas no asociado, es decir, el que se extrae de forma independiente al crudo, el activo de Veracruz lideró la producción nacional con 889.01 millones de pies cúbicos diarios, mientras que Samaria-Luna, en Tabasco, apenas alcanzó 43.56 millones de pies cúbicos diarios en ese mismo rubro, lo que evidencia la disparidad entre regiones productoras.

Qué explica el alza en Ku-Maloob-Zaap

El crecimiento responde sobre todo al mayor volumen de gas asociado que se extrae en Ku-Maloob-Zaap, el complejo de la Sonda de Campeche que continúa operando como un nodo estratégico para Pemex pese a su antigüedad. Parte de esta mejora se explica también por inversiones previas en infraestructura de compresión y aprovechamiento de gas dentro del propio complejo, entre ellas el proyecto anunciado en Ku Alfa, orientado a reducir la quema de gas y sostener los niveles de extracción, según señaló

El contraste: Ku-Maloob-Zaap gana en gas, pierde en petróleo

El repunte gasífero convive con una realidad distinta en el frente petrolero. De acuerdo con un reporte de Bloomberg Línea, el complejo produjo en promedio 542 mil barriles diarios de crudo hasta mayo de 2025, una caída de 38% frente a los 875 mil barriles diarios que extraía en 2018. La misma fuente precisó que las reservas probadas del activo se redujeron de 1,858 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en 2018 a 648 millones en 2024, un declive que refleja el agotamiento progresivo del yacimiento pese a su aporte creciente en gas.

Límite estructural: la dependencia del gas importado persiste

Especialistas consultados en la cobertura advirtieron que la mejora en producción no resuelve por sí sola los retos de seguridad energética del país, ya que una parte considerable del gas que extrae Pemex se destina a autoconsumo, reinyección y procesos operativos internos, sin llegar al mercado. Esa limitación es relevante porque el gas natural sigue siendo la columna vertebral del sistema eléctrico mexicano: de acuerdo con datos del Cenace, al cierre de mayo de 2026 el 60.2% de la electricidad generada en el país provino de este combustible.

En ese contexto, el repunte de Ku-Maloob-Zaap y Veracruz resulta relevante para las finanzas y la operación de Pemex, pero no altera de fondo la dependencia de México del gas natural proveniente de Estados Unidos, que continúa cubriendo una porción significativa de la demanda nacional para generación eléctrica.

Un pozo clave para la soberanía energética

El mejor arranque de año en producción de gas natural desde 2023 confirma que Pemex ha logrado sostener e incluso mejorar la extracción en activos clave como Ku-Maloob-Zaap y Veracruz. Sin embargo, la lectura completa del dato exige matices: el mismo complejo que impulsa el gas enfrenta un declive petrolero acelerado, y el país sigue sin resolver su dependencia estructural de las importaciones de gas natural para mantener encendido su sistema eléctrico.

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En este contexto, la caída de reservas afecta producción de Pemex también en la mesa: cada barril se discute entre sostener ingresos fiscales hoy o cuidar el margen de mañana, mientras los indicadores muestran que el horizonte de explotación se ha acortado a poco más de una década si no se logra reponer lo que se extrae. Detrás de cada cifra se cruzan inversiones, deudas y expectativas políticas que no siempre miran en la misma dirección.​

Del auge de Cantarell a la fragilidad actual

Durante años, el yacimiento Cantarell sostuvo buena parte del peso de la plataforma nacional, hasta que la combinación de declinación natural y fin del impulso por inyección de nitrógeno provocó un derrumbe del volumen extraído. La caída de sus reservas mostró de forma cruda lo que ocurre cuando se estira al máximo un yacimiento sin tener listo un relevo de la misma talla.​

En paralelo, el activo Ku-Maloob-Zaap y otros más asumieron el papel de columna vertebral, pero también entró a una fase de declinación que ya se cubre con maniobras costosas, como más intervenciones de pozos y esquemas intensivos de recuperación secundaria. Cada ajuste ahí tiene consecuencias directas sobre los números globales de producción y sobre la percepción de estabilidad de la empresa.​

Reservas P1 y la presión sobre la operación

Las Reservas P1 son el inventario de petróleo que se considera explotable con alta certeza bajo condiciones técnicas y económicas actuales, y hoy marcan mínimos que encienden focos rojos dentro y fuera. Conforme este indicador baja, la empresa desplaza recursos a reacondicionar pozos, perforar selectivamente y exprimir campos agotados, mientras pospone proyectos que tomarían más tiempo en dar resultados visibles. En esta dinámica, Petróleos Mexicanos (PEMEX) carga al mismo tiempo con la exigencia de sostener producción, atender vencimientos de deuda y mantener inversiones mínimas de exploración, lo que se traduce en un equilibrio tenso entre caja, geología y discurso público. Cada trimestre se mide con lupa cuántos barriles salen, cuántos se logran incorporar como nuevas reservas y cuánto margen queda antes de tocar un piso incómodo para las finanzas nacionales.​

El futuro condicionado por el subsuelo

Mientras no se logre una reposición constante de Reservas P1 y no se ordene una estrategia clara de sustitución de campos envejecidos, el país seguirá atado a una plataforma de producción que vive con el tiempo contado. No se trata sólo de cifras petroleras, sino de cuánto puede aguantar una empresa que financia parte del presupuesto federal cuando su principal activo, el subsuelo, se encoge año tras año.​

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