Con 32 meses consecutivos de caídas anuales —de diciembre de 2022 a julio de 2025—, Pemex enfrenta un bache productivo que cuestiona su promesa de autosuficiencia. Aquí explicamos qué dicen los datos, por qué cayó y qué tendría que ocurrir para frenar la tendencia.
La fotografía productiva de Pemex no miente: desde diciembre de 2022 y por 32 meses al hilo, la extracción de crudo reporta caídas anuales. En julio de 2025 el indicador volvió a ceder, confirmando que la promesa de “recuperar plataforma” choca con una realidad operativa que no afloja. Hay menos barriles, y el calendario —con metas exigentes y vencimientos financieros en la mira— no perdona.
El arranque del ciclo bajista se registra a finales de 2022, y a lo largo de todo 2023 la producción no logró un mes con crecimiento anual: osciló entre 1.57 y 1.61 millones de barriles diarios, siempre por debajo del mismo mes del año previo. En 2024 la tendencia se acentuó: meses en 1.50–1.54 mbd y cierres que profundizaron la caída. En 2025, lejos de un “rebase” sostenido, Pemex se ha movido en la banda de 1.35–1.37 mbd, con retrocesos anuales de entre –12% y –8% al inicio del año y –7.8% en julio. Más allá del ruido mensual, el trazo es claro: declinación persistente.
1) Campos maduros y declinación natural. El corazón histórico —Ku-Maloob-Zaap, litoral de Tabasco y activos marinos— pierde presión y productividad. La inyección de inversión y trabajo de campo no ha compensado la declinación de los clusters maduros, mientras que pozos nuevos y reposiciones no alcanzan el volumen perdido.
2) Mezcla de crudos y ventanas de mantenimiento. La intermitencia operativa (paros, diferimientos y mantenimiento) pegó en meses clave. A la vez, el mayor peso de condensados y crudos superligeros no se tradujo en un impulso suficiente al total de crudo; en la estadística, cuando afloran más condensados, puede verse estabilidad en líquidos totales, pero no en crudo estricto.
3) Tracción insuficiente en nuevos proyectos. El plan de crecimiento descansa en contratos y desarrollos que necesitan rampa acelerada (perforar, conectar, levantar producción). Con pozos terminados por debajo de lo requerido y adjudicaciones todavía madurando, el aporte marginal de nuevos campos no compensa la caída base.
La estabilización no saldrá de una sola palanca. Se necesitan cuatro movimientos simultáneos: (i) perforación dirigida a oportunidades de reposición real de barriles (no sólo “workovers”), (ii) recuperación secundaria y terciaria donde sea viable para ralentizar declinaciones, (iii) ejecución impecable en ventanas de mantenimiento para reducir diferimientos, y (iv) acelerar la conexión de proyectos con mejores factores de recuperación. A esto se suma un factor de método: medir con nitidez crudo vs. condensados y líquidos totales, para que la evaluación pública de resultados no se diluya con cambios de mezcla.
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