Pemex reportó caída anual de 124 mil bpd en líquidos por declinación en campos clave, mayor complejidad HPHT, desfases en Xanab y clima adverso.
El reporte del cuarto trimestre de 2025 de Petróleos Mexicanos pone sobre la mesa un hecho que vuelve una y otra vez en la operación de la empresa, la declinación natural sigue marcando el ritmo de la plataforma, y lo hace incluso cuando se anuncian mejoras puntuales en otras líneas del negocio. En 2025, Pemex reportó una producción promedio anual de hidrocarburos líquidos (incluyendo la correspondiente a socios) de 1,635 mil barriles diarios, una disminución de 124 mil barriles diarios frente a 2024.
La compañía atribuye esa caída, en primer término, al comportamiento típico de campos maduros que han sostenido por años buena parte del volumen nacional. En el documento, Pemex señala explícitamente la declinación natural de campos marinos como Maloob y Zaap, así como de campos terrestres como Quesqui y Tupilco Profundo, como los principales factores detrás de la variación anual.
Pero el reporte no se queda en una explicación “geológica” o estadística; agrega un segundo plano de razones que se conectan con ejecución, infraestructura y complejidad técnica. Pemex indica que el desempeño estuvo influido también por una mayor complejidad en la perforación, asociada a pozos de alta presión y alta temperatura, una característica que encarece, alarga tiempos y eleva el riesgo operativo en la construcción de nuevos volúmenes. En la práctica, cuando el inventario de oportunidades de “volumen fácil” se agota, el sistema se vuelve más sensible a cualquier retraso de perforación o a la indisponibilidad de equipos y servicios.
A ello se suma el factor infraestructura. Pemex reconoce desfases de infraestructura en Xanab, un punto relevante porque, en un entorno de declinación, los proyectos de mantenimiento de producción dependen de que los pozos nuevos o reacondicionados encuentren, a tiempo, capacidad de manejo, proceso y evacuación de crudo y gas. El reporte agrega que condiciones climatológicas atípicas afectaron operaciones costa afuera, otro recordatorio de que el componente marino —donde se concentra una parte sustancial de la producción— está expuesto a ventanas operativas limitadas y a interrupciones que, acumuladas, pesan en el promedio anual.
En el balance operativo, la declinación no se refleja solamente en el volumen promedio, sino en la dinámica de actividad. Pemex reporta que en 2025 concluyó 18 pozos exploratorios, 15 menos que el año previo, y que la perforación mostró una moderación anual, con una estabilización de equipos en la segunda mitad del año y un predominio de operaciones en tierra. El dato importa porque, en términos de portafolio, menos pozos exploratorios suelen traducirse en menos opciones para reponer reservas y, sobre todo, en menos “sorpresas” positivas que permitan compensar el desgaste de campos maduros.
En paralelo, Pemex reportó que al cierre del 4T25 mantuvo un promedio de 5,785 pozos en operación. El número ilustra la escala del sistema, pero también su desafío: sostener esa base requiere un flujo constante de intervenciones, reparaciones mayores y perforación de desarrollo, además de logística de equipos, ductos y procesos. Cuando la declinación acelera, se vuelve más difícil que el volumen incremental de nuevos pozos o reparaciones compense, en el mismo periodo, la caída natural de los campos ancla.
El reporte sugiere que parte del reto para 2025 fue el “timing” entre perforar, conectar y estabilizar. En un ambiente de alta complejidad, los proyectos que llegan tarde suelen generar un efecto arrastre: la producción que debió entrar en un trimestre termina empujándose al siguiente, y el promedio anual se queda corto frente a lo planeado. Pemex menciona, además, que la complejidad en perforación a alta presión y temperatura fue un componente relevante. Esa línea suele leerse como un indicador de que la empresa está enfrentando yacimientos más difíciles o intervalos más demandantes, donde la curva de aprendizaje, la disponibilidad de equipo especializado y la ejecución de servicios se vuelven determinantes.
La declinación también se conecta con la discusión de gas. Pemex reporta que la producción de gas hidrocarburo (excluyendo nitrógeno) promedió 3,677 MMpcd en 2025 y describe la disminución como parte de la madurez de campos, aunque señala que en el cuarto trimestre comenzó a revertirse con la entrada de nuevos pozos en Bakté e Ixachi. En la ecuación operativa, el gas es tanto un producto como un condicionante: su manejo impacta en continuidad de producción de aceite, en seguridad de instalaciones y en desempeño ambiental.
El mismo reporte agrega un dato que vuelve más compleja esa ecuación: el gas enviado a la atmósfera promedió 446 MMpcd en 2025, un incremento anual de 141 MMpcd. Sin entrar a causas específicas por activo en esa línea, el indicador funciona como termómetro de tensión operativa: cuando sube el gas a la atmósfera, suele hablarse de restricciones en infraestructura, paros, desbalances temporales o limitaciones para procesar, comprimir o evacuar.
En este contexto, la declinación deja de ser una frase general y se convierte en una variable que atraviesa decisiones concretas: qué campos reciben inversión prioritaria, dónde se colocan equipos de perforación y reparación, qué obras de infraestructura se aceleran para evitar desfases como los mencionados en Xanab, y cómo se gestiona el riesgo operativo en ambientes HPHT y en temporadas con climatología adversa. El reporte 4T25, al enumerar estos elementos, muestra que el desafío no es un solo factor, sino la suma de varios: desgaste natural, complejidad técnica, sincronía de infraestructura y ventanas operativas en costa afuera, con un nivel de actividad exploratoria menor al año previo.
