El 7 de septiembre de 2026, la Secretaría de Energía publicó en el Diario Oficial de la Federación el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos (PLADESHi), el instrumento de planeación de mediano plazo previsto en la Ley de Planeación y Transición Energética. El documento, firmado el 4 de agosto por la secretaria Luz Elena González Escobar, traza un horizonte de 15 años (2025-2039) para exploración, producción, refinación, petroquímicos y transporte de hidrocarburos, con el objetivo declarado de mantener una producción estable de 1,800 Mbd de líquidos y 5,000 MMpcd de gas natural. El plan llega tras un 2024 en el que la producción nacional de líquidos cayó 6.0% y las reservas 3P se mantuvieron en 23,146 MMbpce, una quinta parte de los recursos prospectivos totales de la Nación.
Bajo la Lupa · Planeación energética
PLADESHi: lo que establece el nuevo Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos a 2039
La Secretaría de Energía publicó el 7 de septiembre de 2026 en el Diario Oficial de la Federación el Acuerdo que emite el PLADESHi, el instrumento rector de planeación del sector hidrocarburos con horizonte de 15 años. Este panel resume el diagnóstico 2024, las metas del escenario 2025-2039 y los proyectos clave contenidos en el documento de 70 páginas.
Publicación DOF
7 sep 2026
Acuerdo firmado
4 ago 2026, SENER
Horizonte
15 años (2025–2039), revisión anual
Meta nacional ancla
1,800 Mbd líquidos + 5,000 MMpcd gas
Reservas y recursos al 1 de enero de 2024
Volúmenes de hidrocarburos que la Nación estima recuperables, por grado de certidumbre. Dato reportado
112.9 MMMbpce
Recursos prospectivos totales de la Nación (43% convencional / 57% no convencional)
23,146 MMbpce
Reserva 3P total — 87% en Asignaciones de PEMEX, 13% en Contratos con privados
8,911 MMb
38% de la reserva 3P de líquidos es petróleo pesado y extrapesado
Reservas de petróleo crudo equivalente por categoría (MMbpce)
1P = probada · 2P = probada + probable · 3P = probada + probable + posible. Fuente: SENER, al 1 ene 2024.
Reservas 3P: evolución 2010 vs. 2024
Caída sostenida por declinación natural de campos maduros.
Líquidos (MMb) · TMDA -4.3%
Gas natural (MMMpc) · TMDA -3.9%
Producción y refinación 2024
Cifras reales del último año diagnosticado en el documento. Dato reportado
1,820 Mbd
Producción nacional de líquidos 2024
-6.0% vs 2023 (1,936 Mbd)
1,723 Mbd
Aportación de PEMEX (94.7% del total nacional)
97 Mbd
Aportación de operadores privados (5.3% del total)
906 Mbd
Crudo procesado por el SNR en 2024
+14% vs 2023
814 Mbd
Petrolíferos producidos por el SNR en 2024
+15% vs 2023
806 Mbd
Exportación de crudo 2024 (59% tipo Maya)
Petrolíferos producidos por el SNR en 2024 (Mbd)
Gasolinas, diésel y turbosina; Olmeca aportó 17 Mbd iniciales en su primer año.
Campo líder: Maloob concentró la mayor producción individual de hidrocarburos líquidos del país en 2024, con 317 Mbd. La capacidad instalada del SNR es de 1,980 Mbd, aunque tras reconfiguraciones operativas la capacidad efectiva de las seis refinerías históricas se ajustó a 1,410 Mbd, que junto con Olmeca suma 1,750 Mbd.
Metas nacionales de producción
El escenario de planeación central del PLADESHi hasta 2039. Dato reportado
1,800 Mbd
Meta de producción estable de hidrocarburos líquidos, mantenida hasta 2039
~5,000 MMpcd
Meta de producción estable de gas natural hasta 2030, mantenida hasta 2039
6,658 MMpcd
Máximo de producción de gas natural proyectado, en 2038 (5,362 MMpcd en 2035)
Incorporación de reservas 3P por descubrimiento, 2026–2039 (MMbpce)
Escenario de planeación: 7,292 MMbpce acumulados en el periodo. Fuente: PEMEX / PLADESHi, Tabla 3.1.
Metas del Sistema Nacional de Refinación (SNR)
Con la operación plena de Olmeca y la refinería de Deer Park, el SNR busca operar al 80% de su capacidad. Dato reportado
1,392 Mbd
Meta de proceso de crudo del SNR a partir de 2029 (desde 1,041 Mbd en 2025, +34%)
1,695 Mbd
Capacidad de proceso de crudo incluyendo la participación de Deer Park
1,129 Mbd
Meta de destilados totales (gasolinas + diésel + turbosina) desde 2028, +66% vs 2025
Metas del SNR por producto, 2025 vs. 2029+ (Mbd)
La producción de combustóleo se reduce mientras crecen los destilados de mayor valor. Fuente: Tabla 4.7, PLADESHi.
Gasolinas (Mbd)Diésel (Mbd)Turbosina (Mbd)
Metas de petroquímicos y fertilizantes
Rehabilitación de los Complejos Petroquímicos Morelos y La Cangrejera. Dato reportado
Crecimiento proyectado por producto petroquímico (MTA)
Etileno: 176→1,029 MTA desde 2030 (+484%). Aromáticos: 78→329 MTA desde 2027 (+322%). Urea: 720→1,650 MTA en 2029 (+129%).
Desarrollos inmediatos de alto impacto
Zama y Trión están identificados en el PLADESHi como proyectos estratégicos que aportarán hasta 10% de la producción nacional necesaria para alcanzar la meta de 1.8 MMbd. Dato reportado
| Proyecto | Área | Ubicación | Aceite acumulado | Gas acumulado | Periodo |
|---|---|---|---|---|---|
| Zama | 26.6 km² | Aguas someras | 194 MMb | 76 MMMpc | 2027–2045 |
| Trión | 36.7 km² | Aguas profundas | 103 MMb | 114 MMMpc | 2028–2035 |
Desarrollos mixtos con participación privada
Se proponen 21 proyectos de desarrollo mixto; al 31 de diciembre de 2024, 7 estaban adjudicados y 7 aprobados. Dato reportado
| Proyecto | Área | Ubicación | Máx. aceite | Máx. gas | Periodo | Estatus |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Agua Fría | 176 km² | Terrestre | 18.33 Mbd | 25.86 MMpcd | 2026–2045 | Adjudicado |
| Cuervito | 536 km² | Terrestre | — | 72.84 MMpcd | 2026–2045 | Adjudicado |
| Macavil | 26 km² | Terrestre | 14.72 Mbd | 141.89 MMpcd | 2026–2045 | Aprobado |
| Nobilis Maximino | 1,509 km² | Aguas someras | 118.11 Mbd | 14.58 MMpcd | 2026–2041 | Aprobado |
Exploración 2025–2032: se planea adquirir más de 38,000 km² de sísmica 3D, principalmente en tierra, para identificar nuevos yacimientos en zonas maduras y en aguas someras y profundas. La meta de incorporación por descubrimiento para 2026–2030 es de 3,212 MMbpce, dentro del total de 7,292 MMbpce proyectado a 2039.
Demanda nacional de gas seco, 2025 vs. 2039
Proyección de CENAGAS/SENER integrada al PLADESHi para el SISTRANGAS. Dato reportado
9.1 → 11.4 MMMpcd
Demanda nacional total de gas seco (+25%, +2.3 MMMpcd)
5.3 → 5.9 MMMpcd
Sector eléctrico — representa cerca de la mitad de la demanda total
2.1 → 3.7 MMMpcd
Industrial y otros sectores (+76% acumulado)
Demanda nacional de gas seco por sector (MMMpcd)
PEMEX alcanza un máximo de 2.4 MMMpcd en 2030 (proyectos de cogeneración) y desciende a 1.8 MMMpcd en 2039 por eficiencia. Fuente: Figura 3.11, PLADESHi/SENER.
Sector eléctrico (MMMpcd)PEMEX (MMMpcd)Industrial y otros (MMMpcd)
Producción de gas seco: el escenario proyecta un máximo nacional de 4,261 MMpcd en 2039. Entre 2025 y 2032 la producción se concentrará en los Centros Procesadores de Gas (CPG); a partir de 2033, la exploración y extracción de campos ganará peso como fuente de insumos.
Fuente: Acuerdo por el que la Secretaría de Energía emite el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos (PLADESHi), DOF, 7 de septiembre de 2026 · Elaborado con información de SENER y PEMEX contenida en el documento · energynews.mx
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