El “Plan Pemex” y el Plan de Trabajo del Sector Hidrocarburos 2024-2030 han establecido una meta clara. Producir de forma estable 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos (crudo más condensados). Desde la “mañanera” y la dirección de la petrolera se defiende públicamente este número, posicionándolo como un techo “racional” asociado al consumo interno y a las restricciones ambientales, más que como una expansión desmedida. Sin embargo, la terca realidad de los datos operativos sugiere que este objetivo funciona más como un ancla política y un techo aspiracional que como una trayectoria base realista.
Para entender la magnitud del desafío, basta mirar el punto de partida. En 2025, Pemex venía registrando una producción que rondaba apenas los 1.64 millones de barriles diarios, una cifra visiblemente alejada de la promesa oficial. La pendiente es sumamente empinada, tomando como referencia el nivel de principios de 2026, la empresa necesitaría incrementar su producción entre un 20% y un 23% solo para alcanzar niveles intermedios de 1.5 a 1.56 millones de barriles diarios.
Ahora, si llegar a ese escalón ya representa un esfuerzo colosal, sostener los 1.8 millones luce prácticamente imposible bajo las condiciones actuales. De hecho, agencias internacionales como S&P Global Ratings han advertido de manera explícita que Pemex, por sí solo, no cuenta con las condiciones operativas ni financieras para alcanzar dicha meta.
Los supuestos “Acrobáticos” de la viabilidad
Para que la meta de 1.8 millones de barriles diarios fuera factible —al menos en un sentido contable— tendrían que alinearse simultáneamente varios supuestos de alta complejidad:
- Inclusión de condensados: El cómputo debe integrar obligatoriamente los condensados y no limitarse al crudo pesado y ligero, una estrategia de medición que el propio plan ya anticipa al hablar de “hidrocarburos líquidos”.
- Estabilización de campos maduros: Se requiere frenar de inmediato la declinación en activos críticos preexistentes (como Ku-Maloob-Zaap) y acelerar con precisión quirúrgica la producción temprana en nuevos yacimientos.
- Inversión pública masiva: Es indispensable sostener un CAPEX elevado enfocado en la recuperación secundaria y terciaria, un reto mayúsculo dadas las severas presiones fiscales y el pesado endeudamiento de la institución.
- Apertura selectiva: Se debe mantener el control estatal en exploración y extracción, pero permitiendo la participación privada como un complemento indispensable en proyectos complejos donde Pemex carece de ventaja técnica o económica.
El plan de vuelo necesario para evitar el desplome
Si el Estado mexicano desea acercarse genuinamente a ese rango, tanto Pemex como la Secretaría de Energía (SENER) deben ejecutar reconfiguraciones profundas. A nivel de empresa, la petrolera tiene que reorientar su capital hacia proyectos con una mejor relación barril-margen en lugar de obsesionarse con el binomio barril-volumen, priorizando aguas someras y campos terrestres de rápida monetización.
Asimismo, resulta urgente una estrategia agresiva de rehabilitación de pozos inactivos, cuya baja operativa ha presionado históricamente la producción hacia abajo. En el plano financiero, la austeridad debe profundizarse para canalizar ahorros —como el recorte anunciado de hasta 50 mil millones de pesos en áreas redundantes— directamente a tareas de exploración.
Por su parte, SENER necesita aterrizar con urgencia un marco regulatorio que dote de certidumbre a las inversiones de largo plazo, diseñando esquemas de colaboración público-privada selectivos (como farmouts o servicios integrales).
Finalmente, es imperativo acotar el discurso político. Transitar de una narrativa de “rescate” voluntarista a una gestión de declinación controlada, donde los 1.8 millones de barriles dejen de ser un número mágico y pasen a ser evaluados con base en indicadores reales de productividad y costos de levantamiento.
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