Ciudad de México — México busca incorporar 7.292 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con la menor probabilidad de extracción a las reservas petroleras del país, de acuerdo con un documento de largo plazo publicado por el Gobierno, el cual no incluyó escenarios de las reservas con mayores porcentajes de explotación comercial. El tipo de reservas petroleras que contempla el Gobierno mexicano para el periodo 2025-2039 son conocidas como 3P, las cuales incluyen hidrocarburos probados, probables y posibles con una probabilidad de extracción de 10% bajo condiciones técnicas y comerciales presentes, de acuerdo con el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos, emitido por la Secretaría de Energía en el Diario Oficial de la Federación. La dependencia energética prescinde en el documento de los escenarios para reservas probadas (1P) y probadas más probables (2P) que poseen una porcentaje de éxito comercial de al menos 90 y 50%, respectivamente. Desde el punto de vista financiero, las reservas probadas (1P) son las que sustentan los proyectos de inversión, según la empresa estatal Pemex.
Bloomberg Línea consultó a la Secretaría de Energía sobre el resto de las reservas por diferentes vías de comunicación, pero no obtuvo respuesta inmediata. Planeación de largo plazo Sener menciona en el Plan que, desde 2019, se reordenó el portafolio exploratorio y se restableció una “visión” de largo plazo sobre las reservas petroleras de México, la cual se consolidó con la reforma energética de 2025. El Plan Sectorial de la dependencia refuerza su enfoque al priorizar el incremento de las reservas 3P para garantizar “al menos” 10 años de consumo nacional con información geológica y perforación de pozos exploratorios en proyectos estratégicos. El instrumento de planificación de Sener persigue orientar la expansión y modernización de infraestructura del sector petrolero y sus derivados en México durante los siguientes 15 años.
El Gobierno mexicano explica que los escenarios de exploración e incorporación de reservas se elaboraron según el principio de “soberanía y seguridad energética” para detener la caída de las reservas nacionales de gas y petróleo que, “en su momento, se sobreexplotaron” para satisfacer la demanda de exportación, pero no para la demanda doméstica y acabar con las importaciones de combustibles. Las reservas terrestres representarán hasta 20% del total a incorporar para el periodo 2026-2030 y las aguas superficiales tendrán un papel “preponderante” al concentrarhasta 46% de las reservas 3P por descubrimiento en 2026. Para el periodo 2031-2036, las aguas profundas tendrán una relevancia significativa de hasta 90% en 2036, mientras que para el resto del periodo, las reservas serán de aguas someras. “Se priorizan acciones estratégicas de exploración mediante la inversión en la adquisición de información sísmica que permita identificar nuevos yacimientos tanto en aguas someras como en aguas profundas y acciones estratégicas dirigidas a la extracción con énfasis en la incorporación de nuevas reservas de hidrocarburos”, agregó Sener en el documento Reservas y producción Al 1 de enero de 2024, México contabilizó un volumen de reservas 3P por 23.146 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, una caída anual de 6,4% de 2010 a 2018. Sener atribuyó la caída al acelerado agotamiento de campos maduros y una menor reposición de las reservas.
Destacó que desde 2019 a 2024, la tasa se redujo a 1,6% por “mejor gestión” de la producción de los campos e incorporación de reservas, pero yacimientos nuevos como Ixachi y Quesqui, operados por Pemex a partir de ese año en adelante, también han registrado cifras de producción por debajo de las expectativas. Pemex, que sostiene el 94% de la producción nacional, enfrenta la producción petrolera más baja en cuatro décadas, en el orden de 1,65 millones de barriles diarios, ante el declive de sus principales activos. El escenario de planeación de Sener prevé una meta nacional de producción de crudo de 1,8 millones de barriles diarios y hasta 6.658 millones de pies cúbicos diarios de gas natural hacia 2039.