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Datos del 12–13 de enero confirman una caída de 8.8% en pozos operando (enero–septiembre 2025), −563 unidades. Señal de alerta para metas 2026 y campos críticos en declinación.
El upstream mexicano arrancó el año con una cifra que enciende alertas: Pemex reportó que el promedio de pozos en operación cayó 8.8% entre enero y septiembre de 2025, al pasar de 6,395 a 5,832 —563 menos—, de acuerdo con datos divulgados en medios el 12 y 13 de enero. El indicador no es menor: menos pozos activos suelen traducirse en menos producción futura, salvo que entren nuevos desarrollos o rehabilitaciones que compensen la declinación natural. Y 2026 no es un año cualquiera: la promesa gubernamental es estabilizar la plataforma pese a restricciones fiscales y operativas.
La lectura técnica tiene varias capas. Primero, declinación natural: campos maduros como Zaap y áreas de Ku-Maloob-Zaap requieren inversión sostenida en mantenimiento, inyección y workovers para no perder ritmo.
Segundo, mantenimiento diferido: cada vez que un activo pospone intervenciones críticas, se acumulan paros y baja de presión que drenan producción.
Tercero, nuevos proyectos: pozos exploratorios/de desarrollo en plays como Quesqui deben materializarse a tiempo para cubrir la caída. El mix de factores determina si la curva total cae, se estabiliza o rebota. En 2025, la señal general fue de tensión.
A ello se suma la capacidad de ejecución. Para convertir plan en barriles, Pemex necesita: (1) rondas de servicios bien armadas (perforación, terminación, estimulación); (2) presupuesto alineado a objetivos realistas; (3) contratos que reduzcan tiempos muertos; y (4) una logística afinada en plataformas, patios y puertos. En otras palabras, menos papel y más pozos. Los 563 pozos operando en 2025 marcan una “deuda” que 2026 tendrá que pagar con perforación e intervenciones. Pero con las deudas que arrastra con proveedores y contratistas el panorama se ve muy complicado.
¿Cuánto pesa en la meta 2026? Aunque la cifra de producción total varía por mix (aceites pesados/ligeros, gas asociado), la reducción de pozos activos adelanta menor flexibilidad para sostener crudo estabilizado si aparecen paros no programados. La ecuación es conocida: sin pozos de reemplazo suficientes, cada contingencia pega más fuerte. Por eso, el upstream de Pemex necesita una “agenda de 100 días”, para priorizar paquetes de perforación, acelerar workovers en unidades de alto factor y garantizar químicos/servicios críticos en las zonas marina y terrestre. La alternativa es depender de un milagro —que no llega— o de precios que no controlas.
El mercado también observa el rol de privados. El cambio de operador en Zama y la agenda de aguas profundas en Trion pueden aportar volúmenes, pero no en el semestre inmediato. Este año exige ejecución en campos donde Pemex ya opera.
La buena noticia: la curva de aprendizaje existe —Pemex ha demostrado que, con presupuesto y disciplina, puede elevar factor de recuperación—.
La mala: la ventana es corta y la declinación no espera. Lo que el dato una caída de 8.8% no es un juicio; es un reloj que avanza rapidamente.
