La producción de crudo en la Región Marina Noroeste de Pemex promedió 635 mil barriles diarios durante los primeros cinco meses de 2026, lo que representa una caída de 3.8 por ciento frente al mismo periodo de 2025. Esta cifra ya se ubica 39 por ciento por debajo de los volúmenes reportados en 2018 y confirma una tendencia estructural de agotamiento en los dos grandes activos de aguas someras: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. El dato no es coyuntural; refleja la imposibilidad de sostener niveles de extracción sin incorporar nuevos yacimientos de manera acelerada.
La reducción anual de 25 mil 600 barriles diarios se concentra principalmente en Cantarell, que aportó 112 mil 291 barriles diarios y retrocedió 5.2 por ciento en doce meses. Ku-Maloob-Zaap, por su parte, extrajo 522 mil 739 barriles diarios, con una baja de 3.5 por ciento. Ambos campos acumulan pérdidas superiores a 408 mil barriles diarios respecto a los niveles previos a la llegada de Morena al gobierno federal.
La administración de Claudia Sheinbaum mantiene como meta alcanzar 1.8 millones de barriles diarios al final del sexenio. Sin embargo, la Región Marina Noroeste, que históricamente representó más de la mitad de la producción nacional, ya no puede cumplir ese papel estabilizador. La brecha entre la meta y la realidad actual obliga a Pemex a depender cada vez más de campos terrestres y de aguas profundas cuya madurez es menor y cuyos costos de desarrollo son superiores.
El peso de los activos maduros en la balanza fiscal
Cantarell y Ku-Maloob-Zaap siguen siendo los principales generadores de flujo de caja para la petrolera. Su declive directo impacta los ingresos fiscales que el gobierno federal recibe por derechos de extracción y dividendos. Una reducción sostenida de 25 mil barriles diarios equivale, a precios promedio de 70 dólares por barril, a una pérdida anual cercana a 640 millones de dólares en exportaciones. Esa cifra se traduce en menor margen para financiar el gasto social o para cubrir el servicio de la deuda de Pemex.
Los sindicatos petroleros observan con preocupación la menor actividad en plataformas. La contratación de personal técnico y de mantenimiento ha disminuido en los últimos dos años, y varios contratos de perforación han sido diferidos. Las comunidades de Campeche y Tabasco, que dependen indirectamente de la actividad petrolera, registran menor derrama económica en servicios de transporte marítimo y hospedaje.
Dos visiones sobre la estrategia de recuperación
Funcionarios de la Secretaría de Energía sostienen que el impulso a nuevos desarrollos en aguas profundas y la incorporación de reservas probadas en el sureste compensarán el declive de los campos maduros. Argumentan que proyectos como el de la plataforma flotante de Lakach y los descubrimientos en la cuenca de Salina del Istmo permitirán revertir la tendencia a partir de 2028. Esta postura presupone que los tiempos de maduración de los nuevos activos coincidirán con la meta de 1.8 millones de barriles.
Analistas independientes y exdirectivos de Pemex cuestionan esa secuencia. Señalan que los campos en desarrollo requieren entre cinco y siete años para alcanzar su meseta de producción y que los recursos presupuestales disponibles para inversión en exploración se han reducido consistentemente desde 2019. La experiencia de Cantarell muestra que, una vez iniciada la declinación natural, las técnicas de recuperación secundaria solo logran estabilizar volúmenes por periodos limitados antes de que el ritmo de caída se acelere nuevamente.
Riesgos de concentración y dependencia tecnológica
La concentración de la producción en dos activos maduros expone al sistema energético mexicano a riesgos operativos y de precio. Cualquier interrupción mayor por mantenimiento, condiciones meteorológicas o problemas de inyección de agua y nitrógeno puede generar caídas abruptas en la oferta nacional. Además, la dependencia de tecnologías de recuperación secundaria importadas eleva los costos operativos en un contexto de volatilidad cambiaria.
El escenario de precios bajos del crudo agrava la situación. Si el Brent se ubicara por debajo de 60 dólares de manera sostenida, los márgenes de los campos maduros se comprimirían hasta niveles que harían inviable parte de las inversiones de mantenimiento. En ese contexto, la meta de 1.8 millones de barriles diarios se volvería inalcanzable sin un aumento significativo de la deuda o sin una reforma fiscal que permita mayor retención de utilidades dentro de Pemex.
Trayectorias probables hacia 2030
Las proyecciones internas de la petrolera contemplan dos rutas principales. La primera supone que los nuevos campos en aguas profundas aporten 300 mil barriles diarios adicionales para 2029, lo que permitiría estabilizar la producción total cerca de 1.7 millones de barriles. La segunda ruta, más conservadora, anticipa que la incorporación de reservas será más lenta y que la producción nacional se estabilizará alrededor de 1.5 millones de barriles diarios, obligando a aumentar las importaciones de crudo ligero para abastecer las refinerías.
En ambos escenarios, el margen de maniobra fiscal del gobierno federal se reduce. La menor generación de divisas por exportaciones de crudo limita la capacidad de financiar el déficit de la balanza comercial energética, que ya supera los 20 mil millones de dólares anuales. Esta dinámica presiona al tipo de cambio y encarece las importaciones de combustibles refinados.
La transición hacia una matriz energética más diversificada aparece como la única variable que podría mitigar el impacto de largo plazo. Sin embargo, el ritmo actual de desarrollo de proyectos renovables y de gas natural no compensa la caída estructural de los campos convencionales. La ventana para implementar ajustes de inversión y política energética se cierra progresivamente a medida que los activos maduros continúan su declive natural.
