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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La apuesta sexenal en Trion y Zama

La apuesta sexenal en Trion y Zama no surge de la nada; responde a la caída persistente de campos maduros y a la urgencia de mantener una plataforma cercana a 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos. Para 2026, el plan de inversión de la petrolera y sus socios ronda los 424–425 mil millones de pesos, con más de 80% dirigido a exploración y producción, una concentración que deja claro dónde se va a jugar el sexenio.

En ese paquete, Trion recibe alrededor de 33 mil millones de pesos y Zama unos 29 mil millones, mientras Maloob suma 17 mil millones como sostén del complejo Cantarell. El gobierno no reparte el dinero: lo carga sobre unos cuantos campos que, si no cumplen las metas, dejarán un hueco difícil de tapar en ingresos, empleo y suministro de combustibles.

Trion: frontera geológica y política

El campo Trion se ubica en aguas ultraprofundas del Golfo de México, dentro del Cinturón Plegado Perdido, una provincia geológica que empuja a México a operar a más de 2,500 metros de tirante de agua y a perforar debajo de estructuras salinas complejas. Para la empresa, Trion no solo abre una frontera física, también marca la forma en que busca trabajar con socios privados sin soltar la batuta sobre los recursos.

Woodside Energy opera Trion con 60% de participación, mientras Pemex mantiene 40% y una expectativa de inversión total cercana a los 10 mil millones de dólares. El calendario interno apunta a primera producción en 2028 y a un pico de entre 109 y 120 mil barriles diarios hacia 2030, con alrededor de dos tercios de los recursos recuperables extraídos en los primeros diez años. Si las proyecciones se cumplen, Trion dejará una huella visible en las finanzas públicas; si tropieza, exhibirá las costuras técnicas y financieras de la petrolera.

Zama: laboratorio de la alianza público‑privada

Zama nació como hallazgo de una empresa privada y terminó como campo integrado bajo operación de Pemex junto con Talos Energy, Wintershall Dea y Harbour Energy. El plan de desarrollo ingresado a los reguladores contempla dos plataformas fijas, 46 pozos y un sistema de transporte de crudo y gas hacia nuevas instalaciones en la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco.

Las estimaciones sitúan el pico de Zama en 180 mil barriles diarios de aceite ligero y más de 70 millones de pies cúbicos de gas hacia 2029, suficientes para aportar alrededor de 10% de la producción nacional actual. Buena parte de ese volumen está pensado para alimentar la refinería de Dos Bocas, lo que amarra el éxito del campo a la operación estable de la planta y al plan oficial de reducir importaciones de combustibles. Si el calendario se recorre o los costos se disparan, el golpe se sentirá en la caja de la empresa y en la disponibilidad de combustibles para el mercado interno.

Más allá del sexenio

En los documentos de planeación, Trion y Zama figuran entre los 12 proyectos estratégicos para el periodo 2025‑2030, con la meta de mantener la producción de petróleo y llevar el gas natural a alrededor de 4 mil 500 millones de pies cúbicos diarios. Junto con Ixachi, Bakté y Burgos, buscan sostener la seguridad energética mientras se modernizan refinerías y se discuten, todavía sin mucha prisa, opciones de transición energética.

Detrás de las cifras queda una pregunta incómoda: qué pasará con las finanzas públicas, el empleo y la política energética si Trion y Zama no alcanzan los niveles prometidos.

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Esta producción fue menor incluso al último recorte que la dirección de la empresa realizó sobre este indicador, que debía ser de 1,765 millones de barriles diarios, según comprometió el director general de la empresa, Octavio Romero Oropeza, en septiembre del año pasado.

A ello se añade que apenas en la presentación de la Estrategia de Pemex para lo que resta de la presente administración que realizó el presidente Andrés Manuel López Obrador durante una de sus conferencias de prensa, la titular de Energía, Rocío Nahle, comprometió una producción de petróleo de 1.944 millones de barriles por día en 2022, a 1.971 millones en 2023 y hasta 2.063 millones de barriles diarios en 2024. 

En sus estadísticas petroleras publicadas este jueves, Pemex detalló que la producción total de crudo con socios fue de 1.687 millones de barriles por día, con un aumento de 1.6% en relación con el 2020 que ha sido uno de los peores años para la industria petrolera en su historia.  

Pero la producción de líquidos condensados, que son principalmente naftas y otros combustibles puros obtenidos de la extracción en los yacimientos fue de 70,000 barriles diarios en promedio durante el año, aumentando en 52% de un año a otro. Cabe señalar que Pemex empezó a notificar esta producción en 2018, luego de los descubrimientos terrestres en la Región sur del país. En ese año, la producción de condensados fue de únicamente 20,000 barriles por día, y se ha incrementado en más del triple desde entonces.

En tanto, si se considera la producción de crudo de Pemex sin socios más los condensados, ésta llegó a 1.736 millones de barriles por día, aumentando de igual forma en 2.9% en relación con el 2020.  

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