México suma 7.292M de barriles a reservas 3P al 2039

México se juega la próxima década energética en reservas 3P

El gobierno mexicano publicó en el Diario Oficial de la Federación el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos 2025-2039, elaborado por la Secretaría de Energía (Sener), que define la hoja de ruta de la política petrolera para los próximos 15 años. El documento apunta a incorporar 7.292 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce) a las reservas del país, pero lo hace apostando por la categoría con menor probabilidad de éxito comercial: las reservas 3P (probadas + probables + posibles), que tienen apenas un 10% de probabilidad de extracción bajo condiciones técnicas y comerciales presentes.

El plan descarta deliberadamente los escenarios 1P (90% de probabilidad) y 2P (50%), que son los que usualmente sostienen financieramente los proyectos de inversión, según la propia empresa estatal Pemex. Desde 2019, la Sener reordenó el portafolio exploratorio y consolidó esta visión con la reforma energética de 2025, bajo el principio de soberanía y seguridad energética.

El dato de partida es preocupante: al 1 de enero de 2024, México contabilizaba 23.146 millones de bpce en reservas 3P. La caída acumulada entre 2010 y 2024 fue de 46%, al pasar de 43.075 millones de bpce a 23.146 millones, según el documento oficial. La tasa de declive se redujo de 6,4% anual (2010-2018) a 1,6% anual (2019-2024), pero la hemorragia de reservas no se ha detenido. Pemex misma reconoció ante la SEC de Estados Unidos que sus reservas probadas (1P) al cierre de 2025 cayeron a 7.472 millones de bpce, un nivel similar al de 2018.

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Por qué la apuesta por las reservas 3P no es gratuita

Elegir el escenario 3P en lugar de 1P o 2P tiene una lectura técnica y otra financiera. La técnica: incluir categorías con menor certidumbre permite planificar exploración en aguas profundas, donde el riesgo geológico es alto pero el potencial volumétrico también. La financiera: como las reservas 1P son las que respaldan proyectos ante bancos e inversionistas, trabajar solo con 3P complica el acceso a financiamiento privado.

El propio plan lo reconoce implícitamente al proyectar dónde se incorporarían esos 7.292 millones de bpce:

Tierras: hasta 20% del total entre 2026-2030.
Aguas someras: papel preponderante, con 46% de las reservas 3P por descubrimiento en 2026.
Aguas profundas: relevancia creciente hasta alcanzar 90% en 2036.

La trayectoria prevista por Sener es agresiva: 274 millones de bpce en 2026, salto a 691 millones en 2027, pico de 822 millones en 2029 y descenso hasta cerrar en 87 millones en 2039, según reportó el CEO con base en el DOF.

Pemex carga con el 94% de la producción y la deuda

La realidad operativa contrasta con la ambición del plan. Pemex sostiene el 94% de la producción nacional y atraviesa su nivel más bajo en cuatro décadas, en el orden de 1,65 millones de barriles diarios, según el documento de Sener. Al cierre de julio de 2026, la producción meramente de hidrocarburos líquidos —incluyendo socios— promediaba 1,6 millones de barriles diarios, según El CEO. La meta del plan es mantener 1,8 millones de barriles diarios hasta 2039 y 6,5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural (desde los 4,9 millones actuales).

El problema es de caja. La deuda de Pemex cayó a su nivel más bajo en más de una década en el primer trimestre de 2026, pero ronda los USD 80.000 millones, según OilPrice.com. Fitch Ratings proyecta inversiones promedio de USD 12.000 millones anuales solo para Pemex, en un contexto de subinversión acumulada. Los campos nuevos como Ixachi y Quesqui, operados por Pemex desde 2019, han registrado cifras de producción por debajo de las expectativas, según el propio plan.

Además, la calificadora advirtió en julio que la incertidumbre sobre el T-MEC podría obligar a Pemex y a la CFE a asumir una parte mayor de los 5,6 billones de pesos de inversión previstos en el Plan México 2030, ya que el sector privado está frenado por la falta de claridad en esquemas de rentabilidad y resolución de controversias.

¿Por qué el plan necesita sí o sí a los privados?

La propia Sener lo admite al señalar que la meta depende de Pemex y sus socios, no solo de la empresa estatal. Expertos citados por el CEO coinciden: la participación privada será "pieza clave", especialmente en aguas profundas, donde Pemex tiene experiencia exploratoria pero no en desarrollo ni operación de campos ultraprofundos a escala comercial. Lo mismo ocurre con el gas no convencional: México tiene recursos, pero explotarlos exige tecnología de perforación horizontal y fracturación hidráulica que Pemex no domina.

La lectura para founders es directa: si el gobierno mexicano quiere cumplir la meta de producción sin disparar la deuda de Pemex, necesita abrir la puerta a capital y tecnología privada en exploración, aguas profundas y shale gas. La reforma energética de 2025 y el propio plan sectorial son señales en esa dirección, aunque el tono oficial mantenga el discurso de soberanía energética.

¿Qué significa esto para tu startup?

Aunque el sector petrolero mexicano no es el típico vertical de una startup tech, el plan abre oportunidades concretas para emprendedores del ecosistema:

Geología, datos y software para aguas profundas. Si trabajás en machine learning aplicado a interpretación sísmica, caracterización de yacimientos o planificación de pozos, el ramp-up de exploración en aguas profundas mexicanas (hasta 90% del esfuerzo en 2036) es un mercado inmediato. Pemex y sus futuros socios van a necesitar herramientas para reducir el riesgo geológico del portafolio 3P.
Servicios técnicos para shale gas. La meta de pasar de 4,9 a 6,5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural exige tecnología de fracturación que Pemex no tiene. Startups con experiencia en monitoreo de fractura, logística de arenas o software de completación pueden posicionarse como proveedores tanto para Pemex como para operadores privados.
Energía para data centers y electrificación industrial. El plan prioriza producir para el mercado interno y reducir importaciones de combustibles. Esto abre espacio a soluciones de eficiencia energética, cogeneración y gestión de demanda que complementen la oferta doméstica de gas y crudo.

Acciones concretas que podés tomar hoy:

Mapeá los contratos disponibles. Revisá las licitaciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y los esquemas de migración de asignaciones de Pemex; identificá cuáles admiten participación privada en exploración y campos maduros.
Conectá con el clúster de Villahermosa y Ciudad del Carmen. Las operadoras de aguas someras y los proveedores Tier 1 están concentrados en Tabasco y Campeche; construir relaciones ahí es más efectivo que aplicar a un RFP sin red local.
Instrumentá tu exposición al riesgo soberano. Si tu startup depende de Pemex como cliente, diversificá cartera hacia CFE, operadores privados y desarrolladores de infraestructura del Plan México 2030. Fitch estima que el 54% de los 5,6 billones de pesos del plan corresponden al sector energético.