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

1. Diagnóstico 2024 2. Metas 2025–2039 3. Proyectos clave 4. Demanda de 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 Más en energynews.mx →