El inventario de hidrocarburos en el subsuelo mexicano continúa reflejando el agotamiento de sus principales yacimientos y la falta de una frontera exploratoria agresiva. De acuerdo con el informe financiero anual entregado por Petróleos Mexicanos (Pemex) a la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos —requisito indispensable para que la petrolera pública pueda seguir cotizando en el mercado de deuda estadounidense—, las reservas probadas (1P) de la estatal se situaron en 7,471 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
A pesar de que esta cifra representa un ligero incremento anual del 0.28% frente a los 7,450 millones de barriles registrados al finalizar el 2024, el panorama de largo plazo revela un adelgazamiento estructural. En una comparación de 11 años, el volumen actual de reservas 1P es un 40% menor respecto al reportado en 2014, año en que la empresa del Estado comenzó a reportar sus activos de forma aislada, excluyendo los yacimientos que se vio obligada a ceder al gobierno federal dentro de la Ronda Cero de la reforma energética previa.
La contracción es aún más severa si se contrasta con los años dorados de exclusividad estatal:
- Frente a 2013: Las reservas sufren una caída drástica frente a los 13,868 millones de barriles equivalentes reportados en el último ejercicio en que el gobierno registró las reservas de Pemex de forma unificada como reservas nacionales.
- Frente a 2012: El volumen actual es un 46% menor que los 13,810 millones de barriles registrados en el primer año de la administración de Enrique Peña Nieto.
- La separación de 2014: En aquel año, la diferencia entre las reservas nacionales y las de Pemex fue de 1,058 millones de barriles. Mientras el volumen de Pemex cayó 11% al ceder activos, a nivel nacional —sumando los yacimientos destinados a licitaciones con terceros— la reducción fue de solo 3.1%.
A pesar del declive histórico, las cifras operativas enviadas a la SEC muestran que la actual administración ha conseguido contener la caída libre de los activos y estabilizar el indicador en una banda fija. Si se comparan las reservas actuales con las registradas en 2018 (el primer año del gobierno de la 4T), Pemex reporta un incremento del 6.5%. En el promedio de los ejercicios gobernados por Morena, las reservas de la estatal han avanzado a una tasa discreta del 0.9% entre un año y otro, aunque frente a 2023 se observa una ligera contracción marginal del 0.12%.
A nivel doméstico, el peso de Pemex en la riqueza petrolera del país sigue siendo absoluto. Si bien la Secretaría de Energía eliminó la obligación de publicar las reservas nacionales consolidadas que antes elaboraba la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), el histórico de participación de la estatal es contundente. Entre 2014 y 2024, las reservas 1P de Pemex promediaron el 88% del total de las reservas de México. El punto más bajo ocurrió en 2015, cuando su participación cayó al 74%, mientras que en 2021 y 2022 tocó su techo histórico acaparando el 93%. En el último ejercicio reportado, Pemex representó el 88.9% del total de las reservas probadas de la nación.
El dato más favorable del reporte financiero radica en la tasa de restitución de reservas de 2025, la cual escaló hasta el 102.6%. En términos prácticos, esto significa que por cada barril extraído de los pozos o reclasificado hacia otras categorías durante el año, las tareas de exploración consiguieron añadir 1.026 barriles nuevos al inventario comercial.
Este comportamiento contrasta positivamente con el desempeño de 2024, año en el que la tasa de restitución cayó a apenas un 96.6% (0.966 barriles repuestos por cada barril extraído), lo que significó que el país cerró ese ejercicio en terreno de desincorporación neta, es decir, consumiendo más petróleo del que era capaz de descubrir. Cabe precisar que estas reservas 1P cuentan con una factibilidad técnica y comercial de extracción del 90%, diferenciándose de las categorías modificadas tras la reciente reforma energética de Claudia Sheinbaum, donde también se cuantificaban las reservas probables (2P, con 50% de probabilidad de éxito) y las posibles (3P, con 10% de viabilidad comercial).
La física de los yacimientos dicta que para contrarrestar la declinación natural de estos recursos no renovables se requiere mantener niveles de inversión pública y privada muy elevados. Al agotarse el petróleo superficial y fácil de extraer, los nuevos reservorios descubiertos en cuencas terrestres profundas o aguas someras resultan significativamente más complejos y costosos de operar, presionando estructuralmente el balance financiero de la empresa pública.
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