En once años, las reservas probadas 1P de hidrocarburos de México han caído alrededor de 40%, según las últimas cifras de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y estimaciones de expertos. La fotografía es clara: el país pasó de un horizonte cómodo de más de una década de producción asegurada a un escenario en el que las reservas probadas de petróleo crudo equivalente sólo alcanzan para unos 8.7 años al ritmo actual de extracción. No es un fenómeno súbito ni aislado, sino el resultado de la suma de factores geológicos, financieros y regulatorios que han reconfigurado el mapa petrolero mexicano.
Al 1 de enero de 2024, las reservas probadas 1P de petróleo crudo equivalente ascendieron a 8,383 millones de barriles, de acuerdo con el reporte anual de la CNH. En el mismo corte, las reservas 3P —la suma de probadas, probables y posibles— se ubicaron en 23,147 millones de barriles, suficientes para unos 24.1 años de producción, lo que subraya que el país sigue teniendo potencial, pero cada vez menos volumen en la categoría de certeza máxima. Pemex concentra cerca del 86.6% de las reservas nacionales, mientras que operadores privados mantienen el resto, lo que mantiene el peso estructural de la empresa estatal en cualquier discusión sobre horizonte de producción.
| Año (corte 1 enero) | Reservas 1P (MMb) | Reservas 2P (MMb) | Reservas 3P (MMb) | Reservas totales PCE 3P (MMbpce) |
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 6,347 | 5,755 | 5,624 | 23,088 |
| 2021 | 7,985 | 15,138 | 23,081 | 23,081 |
| 2022 | 6,120 | — | — | — |
| 2023 | 8,162 | 15,138 | 23,081 | 23,081 |
| 2024 | 5,978 | 5,099 | 5,305 | 23,146 |
El agotamiento de campos maduros
El primer componente de la caída de reservas es geológico. Tras décadas de explotación intensiva de gigantes como Cantarell y otros campos en aguas someras, México enfrenta un parque de yacimientos mayoritariamente maduros, donde la declinación natural ya no puede ocultarse. La CNH ha señalado que alrededor de 34% de los campos petroleros identificados se encuentran en etapa de declinación, mientras que poco más de la mitad son considerados maduros, con factores de recobro decrecientes y necesidades crecientes de inversión para mantener sus niveles de producción.
Este agotamiento tiene una traducción directa en reservas. Cada barril que se extrae de campos envejecidos sin que exista un barril nuevo que se incorpore como reserva probada equivale a una reducción estructural del “colchón” petrolero del país. Aunque siguen existiendo oportunidades de recobro secundario y terciario, su materialización depende de tecnologías más costosas y sofisticadas —inyección de agua, gas, polímeros, entre otras— que no siempre se implementan a la escala requerida por las restricciones de presupuesto y endeudamiento de Pemex.
Subinversión y exploración insuficiente
El segundo factor es financiero y operativo. Los últimos años han estado marcados por la presión sobre el flujo de caja de Pemex, su elevada deuda y la necesidad de recortar costos, lo que ha afectado la capacidad de sostener una exploración agresiva y sistemática. La propia CNH ha documentado que, en ejercicios recientes, la tasa de restitución integral de reservas probadas se ha mantenido por debajo del 100%: lo que el país incorpora vía descubrimientos, desarrollos y revisiones no alcanza para compensar el volumen que se produce.
Cuando la exploración se vuelve un lujo en lugar de una política, la estadística de reservas refleja principalmente el agotamiento de lo ya conocido. En 2021, por ejemplo, la CNH informó que las reservas probadas 1P retrocedieron 1% hasta situarse en 7,985 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, pese a que hubo descubrimientos y desarrollos; la producción anual restó 907 millones de barriles, superando lo que se logró adicionar por nuevos hallazgos. La historia se repite en diferentes magnitudes en los años siguientes, especialmente en el caso del petróleo, mientras que el gas muestra cierto repunte pero desde una base también deprimida.
Cambios metodológicos y contabilidad más estricta
El tercer elemento es metodológico. México ha alineado la clasificación de sus reservas a estándares internacionales más estrictos, como los del Society of Petroleum Engineers (SPE), que exigen mayor evidencia geológica y económica para considerar un volumen como 1P. Esto ha implicado revisar y reclasificar reservas históricas, moviendo volúmenes que antes se consideraban probados hacia categorías probables (2P) o posibles (3P), con menor probabilidad de extracción comercial.
En años como 2015, esta revisión produjo un verdadero “derrumbe estadístico”: las reservas probadas de hidrocarburos se desplomaron más de una quinta parte respecto al año previo, principalmente por reclasificación y no por la desaparición física del petróleo. El resultado fue una contabilidad más honesta y comparable globalmente, pero también una percepción pública de caída abrupta que todavía marca la narrativa sobre las reservas mexicanas.
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Horizonte corto y transición energética
El dato que sintetiza el problema es la relación reservas‑producción. Con reservas probadas de gas y petróleo que garantizan 8.7 años de extracción al ritmo actual, México opera con un horizonte relativamente corto comparado con otros productores. Aunque el repunte reciente de reservas totales sugiere que hay todavía margen para administrar mejor el recurso, la combinación de agotamiento geológico, subinversión y revisión metodológica hace improbable que el país recupere los niveles de reservas 1P de principios de siglo.
En este contexto, la discusión sobre “caída de reservas” trasciende las cifras técnicas. Obliga a repensar la estrategia de Pemex, el diseño fiscal y la transición energética: ¿va México a seguir destinando capital a sostener un horizonte de petróleo probado cada vez más corto, o va a usar esta señal para acelerar la diversificación hacia gas, refinación eficiente y renovables? La respuesta definirá no sólo la trayectoria de las reservas, sino la posición del país en el mapa energético global en la próxima década.
