México tiene una ambiciosa apuesta para frenar el deterioro de sus reservas petroleras: incorporar 7,292 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) de reservas 3P entre 2026 y 2039.
El problema: el escenario publicado por la Secretaría de Energía (Sener) se concentra en la categoría con mayor incertidumbre de recuperación y no presenta proyecciones equivalentes para las reservas 1P y 2P.
El dato cambia la lectura del nuevo Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos 2025-2039: más que cuánto petróleo pretende encontrar México, la pregunta es cuánto de ese volumen podría convertirse efectivamente en producción comercial.
Por qué importa
Las reservas 3P agrupan las reservas probadas, probables y posibles. Bajo los criterios probabilísticos utilizados para clasificarlas, existe al menos 10% de probabilidad de que las cantidades efectivamente recuperadas igualen o excedan la estimación 3P.
En contraste, las reservas 1P —probadas— tienen una probabilidad de al menos 90%, mientras que las 2P —probadas más probables— se ubican en al menos 50%.
La diferencia es fundamental para evaluar el futuro petrolero del país.
Bloomberg Línea advirtió que el documento de Sener no presenta escenarios equivalentes de incorporación para 1P y 2P. Las reservas probadas son particularmente relevantes porque constituyen la base más sólida para sustentar decisiones financieras y proyectos de inversión.
El reto: reemplazar reservas en declive
La estrategia responde a un problema estructural. Las reservas 3P de México pasaron de 43,075 MMbpce en 2010 a 23,146 MMbpce en 2024, una reducción cercana a 46%.
El propio Plan atribuye la tendencia al agotamiento acelerado de campos maduros y a una insuficiente incorporación de nuevas reservas.
Ahora, Sener pretende revertirla mediante una campaña exploratoria sostenida.
La incorporación prevista comenzaría con 274 MMbpce en 2026, subiría a 691 millones en 2027 y alcanzaría su máximo en 2029, con 822 MMbpce. Posteriormente comenzaría una reducción gradual hasta cerrar con apenas 87 millones en 2039.
La apuesta se mueve hacia aguas profundas
Aquí aparece otro elemento clave. Entre 2026 y 2030, los proyectos terrestres representarían en promedio hasta 20% de las reservas por incorporar, mientras las aguas someras concentrarían hasta 46% de las reservas 3P prospectadas en 2026.
Pero el mapa cambia radicalmente durante la siguiente década.
Entre 2031 y 2036, las aguas profundas adquirirían un peso creciente hasta representar 90% de la incorporación estimada de recursos 3P en 2036.
Esto supone que una parte relevante de la estrategia futura dependerá de proyectos técnicamente más complejos, intensivos en capital y con mayores plazos de maduración.
Sener contempla más de 38,000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D entre 2025 y 2032 para identificar nuevos yacimientos, principalmente en tierra y en áreas marinas.
El objetivo detrás de las reservas
La reposición es indispensable para otra meta del Gobierno: mantener una producción nacional de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos hasta 2039, combinando la producción de Pemex y operadores privados.
Ese objetivo ocurre mientras Pemex enfrenta el declive natural de varios de sus principales activos productores.
La gran incógnita: México ya presentó cuánto pretende incorporar bajo el escenario 3P, pero todavía falta conocer qué proporción podrá migrar hacia categorías de mayor certidumbre y, finalmente, convertirse en barriles comercialmente recuperables.
Porque para sostener la producción hasta 2039 no basta con encontrar hidrocarburos. Hay que demostrar que pueden desarrollarse, financiarse y producirse.
📌 Ficha del caso
- Plan: Desarrollo del Sector Hidrocarburos 2025-2039.
- Meta 2026-2039: 7,292 MMbpce de incorporación de reservas 3P.
- 1P: probabilidad de recuperación de al menos 90%.
- 2P: probabilidad de recuperación de al menos 50%.
- 3P: probabilidad de recuperación de al menos 10%.
- Reservas 3P en 2024: 23,146 MMbpce.
- Pico de incorporación: 822 MMbpce en 2029.
- Aguas profundas: hasta 90% de la incorporación estimada en 2036.
- Sísmica 3D prevista: más de 38,000 km² entre 2025 y 2032.
- Meta de producción: 1.8 millones de barriles diarios hasta 2039.
- Punto crítico: el Plan no presenta escenarios equivalentes de incorporación para reservas 1P y 2P.
