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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PEMEX anuncia mayor inversión física

PEMEX anuncia mayor inversión física al reportar que, además de su presupuesto ordinario, prevé inyectar 120 mil millones de pesos extra durante diciembre de 2025 mediante un esquema de financiamiento coordinado con la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y Banobras. Con ello, la empresa busca cerrar el año con una inversión total cercana a 395 mil millones de pesos, orientada principalmente a infraestructura de hidrocarburos, mantenimiento de activos estratégicos y proyectos de producción.​

De enero al 30 de noviembre, Petróleos Mexicanos (PEMEX) ejerció 205 mil millones de pesos de inversión física presupuestal, en línea con lo autorizado por la Cámara de Diputados, mientras que el Programa de Financiamiento de Inversión 2025 suma otros 190 mil millones de pesos entre septiembre y diciembre, incluyendo los 120 mil millones previstos para el último mes del año. Este diseño le permite a la empresa petrolera ampliar su margen de acción sin modificar formalmente el techo de inversión aprobado en el Presupuesto de Egresos.​

Cómo opera el Programa de Financiamiento

El Programa de Financiamiento de Inversión 2025 fue concebido para robustecer la capacidad de gasto de capital de la compañía a través de un esquema de financiamiento estructurado donde Hacienda mantiene el control macro de deuda y riesgos, mientras Banobras funge como pieza clave en la canalización de recursos a proyectos productivos. Los fondos se dirigen a eslabones críticos de la cadena de valor de los hidrocarburos: exploración y producción, logística, refinación y mantenimiento de instalaciones, con el objetivo declarado de garantizar continuidad operativa y una planeación financiera de largo plazo.​

De acuerdo con la narrativa oficial, el mecanismo permite acelerar pagos de inversión física y ejecución de obras en un contexto de presiones financieras y madurez de campos, presentándolo como inversión productiva más que como gasto corriente. Sin embargo, analistas y organismos independientes advierten que el verdadero reto para la empresa será transformar este volumen de recursos en incrementos sostenibles de producción y flujo de efectivo, en un mercado donde la competencia y la transición energética avanzan con rapidez.​

PEMEX anuncia mayor inversión física rumbo a 2026

PEMEX anuncia mayor inversión física también para 2026, año en el que la petrolera prevé elevar su inversión física presupuestal en 17.7% respecto de 2025, hasta rondar los 240 mil millones de pesos. A esta cifra se sumaría un nuevo tramo de recursos financiados, estimado en alrededor de 60 mil millones de pesos durante el primer trimestre de 2026, con la intención de asegurar la continuidad de proyectos estratégicos y evitar paros o retrasos en obras clave.​

La estrategia apunta a consolidar proyectos de exploración y producción en campos maduros y nuevos desarrollos, donde destacan Trión y Zama como piezas centrales para la plataforma de crudo y condensados en el mediano plazo. Al mismo tiempo, se anticipa mantener inversiones relevantes en logística y refinación, lo que incluye mantenimiento en refinerías y sistemas de transporte, alineado con los objetivos de seguridad energética del actual gobierno.​

Producción, Zama y el Plan Estratégico 2025–2035

Con este reforzamiento de recursos, Pemex sostiene la meta de producir en promedio 1.8 millones de barriles diarios de crudo, tal como se establece en su Plan Estratégico 2025–2035. El documento traza una ruta para estabilizar la producción de hidrocarburos líquidos a partir de la combinación de campos maduros, reactivación de activos existentes y la entrada en operación plena de proyectos como Zama, considerado uno de los descubrimientos más importantes de los últimos años en aguas someras mexicanas.​

El Plan Estratégico 2025–2035 también alinea la estrategia de inversión con los objetivos de competitividad, reducción de riesgos financieros y adaptación paulatina a un entorno de transición energética, en el que la empresa debe mejorar su desempeño económico sin perder su papel como eje de la política energética nacional. Para el gobierno federal, la combinación de inversión presupuestal e inversión financiada constituye un instrumento para mantener a Pemex como palanca de desarrollo y garante de la seguridad energética en el horizonte de la próxima década.​

Al cierre, esta nueva ola de recursos y proyectos coloca a la petrolera en una fase decisiva: o convierte la inversión en producción rentable y sostenida o seguirá enfrentando cuestionamientos sobre su viabilidad financiera en el largo plazo.

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El gobierno de México finalizó el proceso de unificación del campo petrolero conocido como Zama, que es compartido por la empresa energética estadounidense Talos Energy y la petrolera estatal Petróleos Mexicanos (Pemex), en donde esta última fue designada como operador del primer descubrimiento hecho por privados tras la reforma al sector energético en 2014.

La Secretaría de Energía (Sener) informó del fin del proceso de unificación a Talos Energy, quien contará con una participación de 17.35% en el yacimiento, al tiempo que confirmó el control de Pemex en la operación, dijo la empresa estadounidense en un comunicado.

“Estamos muy orgullosos de nuestro liderazgo operativo en el sector energético privado de México y de nuestros logros hasta ahora con nuestro descubrimiento de clase mundial Zama”, dijo Timothy S. Duncan, presidente y director general de Talos, citado en el comunicado. “Nos decepciona que, a pesar de nuestra trayectoria de éxito, seguridad y progreso, no se nos haya dado la oportunidad de mantener nuestro papel de operador en beneficio del proyecto”.

Tras la notificación, la firma estadounidense trabajará en la presentación de un plan de desarrollo que estará listo en un plazo de entre seis y 12 meses y que será presentado ante los socios de la empresa para su aprobación, un paso crítico para que ambas partes tomen una decisión final de inversión el próximo año.

No obstante, Talos dijo que continuará el análisis de todas sus opciones estratégicas y legales en torno al yacimiento que descubrió en 2017. En marzo de 2021 el director general de Pemex, Octavio Romero, dijo que evaluaba entablar un consorcio con la estadounidense Talos Energy para operar un yacimiento de manera compartida en una negociación que aparentemente la empresa estatal mexicana no pareció convencer con sus argumentos a Talos, quien finalmente presentó avisos de diputa al gobierno mexicano –un paso previo al arbitraje internacional– ante la decisión de la Secretaría de Energía de designar a Pemex operador del yacimiento, por considerar que representa daños y pérdidas para sus accionistas.

LARGO PROCESO

A principios de julio, Secretaría de Energía otorgó la operación de Zama a Pemex tras considerar que cumple con los criterios técnicos, financieros y de infraestructura para llevarlo a cabo; con base en un estudio de capacidades técnicas y de ejecución de la petrolera estatal y de Talos en aguas someras, realizado por la Unidad Técnica de Extracción de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Las autoridades mexicanas también determinaron en ese momento que Pemex posee el mayor porcentaje del yacimiento Zama (50.43%) en la asignación que tiene otorgada, mientras que Talos tiene 49.57%.

El yacimiento está localizado entre el bloque Zama, adjudicado a Talos Energy en la primera ronda petrolera realizada tras la reforma al sector energético, y el área asignada por las autoridades mexicanas a Pemex, conocida como Uchikil.

La extensión del yacimiento es de 26.7 kilómetros cuadrados de superficie y está localizado en aguas someras del Golfo de México, a 58 kilómetros frente a las costas de Tabasco. Los recursos prospectivos de Zama rondan entre 735 y 950 millones de barriles de petróleo equivalente, con un potencial de producir más de 160 mil barriles por día.

Desde 2015 a la fecha, Talos invirtió 104 millones de dólares en Zama.

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De acuerdo a un boletín de la propia SENER, el ente gubernamental especificó que en cumplimiento del artículo 42 fracción II de la Ley de Hidrocarburos, procedió a la instrucción de unificación atendiendo al Dictamen Técnico de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, sumado a los comentarios positivos publicados por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP). La SENER detalla que el propósito de la unificación de yacimientos compartidos es el de maximizar el valor y la recuperación económica de los hidrocarburos.

La empresa privada y la empresa estatal tendrán un periodo de 120 días hábiles para proponer a la Secretaría de Energía un convenio,  conjunto de unificación para la extracción de crudo de manera coordinada, y en donde se deberá indicar cual empresa fungirá como operadora del campo.

El yacimiento compartido de Zama se extiende por cerca de 26.7 Km2 y se encuentra a 58 Km de las costas de Tabasco, en aguas someras del Golfo de México; de este yacimiento se espera que para el primer trimestre de 2024 ya se tenga producción de aceite ligero. Este es el primer descubrimiento petrolero por parte de una compañía privada en México desde la apertura petrolera y será también el primero en ser explotado conjuntamente por un privado y una empresa del Estado.

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) determinó la existencia de un yacimiento compartido entre Pemex y la estadounidense Talos Energy, dentro del campo Zama, anunciado en 2017 como uno de los descubrimientos más importantes de petróleo en los últimos años.

Zama, uno de los 10 yacimientos más grandes de la historia del país.

Esta conclusión del regulador se da como confirmación de un anuncio hecho por Talos Energy en 2017, cuando la empresa privada dio aviso de que tenía evidencias para suponer la existencia de un yacimiento de crudo ubicado entre el bloque 7 -que ganó en 2015 en conjunto con Sierra Oil and Gas y Premier Oil- y la asignación Uchukil de Pemex.

El anuncio de la CNH también es parte del proceso mediante el cual la petrolera nacional y el consorcio liderado por Talos Energy deberán definir quién asume como operador del yacimiento de petróleo Zama.

Está ubicado cerca de las costas de Tabasco en aguas territoriales del Golfo de México.

Zama fue el primer descubrimiento anunciado por compañías privadas tras la reforma energética y podría representar hasta mil millones de barriles de crudo.

Conectividad hidráulica

Tras estudios técnicos, basados en información proporcionada por Talos Energy, la CNH determinó que el bloque 7 y la asignación de Pemex compartían conectividad hidráulica, uno de los parámetros en la industria para determinar la existencia de un yacimiento compartido.

Fue el primero descubierto por una empresa privada tras la reforma energética de 2013.

Esta información será enviada a la Secretaría de Energía (Sener) para que esta última instruya a Pemex y a las compañías privadas a llegar a un acuerdo respecto a los términos de unificación del yacimiento Zama. Para esto tienen hasta 120 días.

De no llegar a un acuerdo, la dependencia dirigida por Rocío Nahle será la responsable de determinar bajo qué términos se daría el acuerdo y quién sería el operador del yacimiento, con previa opinión de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Primera vez en México

“La unificación es un procedimiento ordinario en la industria, sucede en todo el mundo. En México es la primera vez que estamos llevando a cabo este desahogo. La unificación tiene como objeto un mejor aprovechamiento del yacimiento, una adecuada administración del mismo que permita un eficiente uso de los hidrocarburos que se encuentran ahí”, dijo el comisionado Sergio Pimentel.

Pemex lo considera como un proyecto de interés nacional.

“Quisiera hacer un llamado muy respetuoso y muy atento a las partes para que en este plazo de 120 días puedan encontrar ellos el mejor arreglo, el mejor acuerdo. No está en juego en un proceso de unificación el prestigio de las empresas, la capacidad extractiva de las empresas, está claro que ambos la tienen, lo que sí está en juego es un adecuado manejo del yacimiento que permita un uso eficiente de los recursos que son de la nación”, agregó.

Ambas compañías han externado que desean fungir como operadores del proyecto. Pemex lo considera como un proyecto de interés nacional, debido a que puede crear un polo de desarrollo en la zona. Talos Energy, dijo su CEO Tim Duncan en marzo pasado, ya está listo para presentar el plan de desarrollo del campo.

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