PEMEX 2026 · Producción y declinación · Análisis técnico
PEMEX no produce lo mismo cuando se cuentan únicamente barriles de petróleo crudo que cuando se incorporan condensados, líquidos recuperados en plantas o volúmenes expresados en petróleo equivalente. Las estadísticas oficiales de 2026 muestran por qué esa diferencia es indispensable para entender la operación petrolera mexicana.
Corte estadístico: agosto de 2026 · Investigación actualizada al 9 de octubre de 2026 · Fuente principal: Base de Datos Institucional de PEMEX
Un cambio de unas cuantas palabras puede transformar la lectura de la producción de Petróleos Mexicanos. No es lo mismo informar que PEMEX extrae petróleo crudo que hablar de hidrocarburos líquidos. Aunque ambas cifras se expresen en barriles diarios, los productos incluidos y su significado operativo son diferentes.
La distinción dejó de ser un tecnicismo secundario. En una empresa que administra yacimientos maduros, incorpora nuevos desarrollos y necesita sostener infraestructura intensiva en capital, identificar correctamente los volúmenes es el primer requisito para evaluar resultados.
En agosto de 2026, PEMEX reportó una producción promedio de 1 millón 336 mil 384 barriles diarios de petróleo crudo. Al incorporar los condensados producidos en campos, la cifra alcanzó aproximadamente 1 millón 637 mil 222 barriles diarios de hidrocarburos líquidos.
Las dos cifras provienen de la Base de Datos Institucional de PEMEX . Ambas describen resultados observados durante agosto, no un cierre definitivo de 2026. La cobertura de líquidos de campos incluye los volúmenes reportados de PEMEX, socios y producción del Estado que aparecen en la estadística operativa.
La diferencia es especialmente relevante porque el volumen agregado puede mantenerse relativamente estable mientras cambia la composición del producto extraído. Para un especialista de yacimientos, un analista financiero o una empresa de servicios petroleros, ese movimiento puede implicar necesidades operativas muy distintas.
¿Cuánto petróleo produce realmente PEMEX en 2026?
La respuesta depende de la definición utilizada. El cuadro oficial de producción distingue el crudo de los condensados obtenidos en campos. Otra clasificación agrega los líquidos recuperados en las instalaciones de procesamiento de gas de PEMEX Transformación Industrial.
Por eso pueden aparecer tres cifras correctas para un mismo mes, siempre que se identifique qué comprende cada una.
Tabla 1. Producción reportada por PEMEX en agosto de 2026
| Indicador | Valor | Unidad | Cobertura y observación |
|---|---|---|---|
| Petróleo crudo | 1,336.384 | Mbd | Crudo producido en campos; no incluye condensados. |
| Condensados de campos | 300.838 | Mbd | Condensados reportados en exploración y producción. |
| Hidrocarburos líquidos de PEP, con socios | 1,637.222 | Mbd | Suma de crudo y condensados producidos en campos. |
| Hidrocarburos líquidos de PEP, sin socios | 1,618.378 | Mbd | Serie identificada por PEMEX como producción propia. |
| Líquidos de plantas de PTRI | 121.090 | Mbd | Líquidos de plantas de gas y condensados recuperados en transporte. |
| Hidrocarburos líquidos de PEMEX, PEP + PTRI | 1,758.313 | Mbd | Agregado ampliado que incluye líquidos de campos y plantas, con socios. |
| Gas natural | 4,985.773 | MMpcd | Millones de pies cúbicos diarios; incluye nitrógeno y CO2. |
| Hidrocarburos totales equivalentes | 2,418.929 | Mbpced | Indicador agregado expresado en miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios. |
Periodo: agosto de 2026, promedios diarios observados. Fuentes: PEMEX eBDI, cuadros AEPSPMX1 e INDI01. Mbd significa miles de barriles diarios; MMpcd, millones de pies cúbicos diarios; Mbpced, miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios. Las sumas pueden diferir en 0.001 Mbd por redondeo.
Aquí aparece una diferencia que suele perderse en los titulares: los 300.838 Mbd de condensados representaron aproximadamente el 18.4% de los líquidos producidos en campos durante agosto, según cálculo propio a partir de las cifras oficiales.
En cambio, los 121.090 Mbd adicionales de plantas pertenecen a otra etapa operativa. No deben confundirse con petróleo crudo extraído directamente del yacimiento ni agregarse de nuevo a una serie que ya los contemple.
La ficha Producción de hidrocarburos líquidos de PEMEX especifica, además, que desde 2018 su cobertura con socios incluye esa producción asociada y que la diferencia entre las versiones con y sin socios debe interpretarse conforme a sus notas metodológicas.
Una cifra corporativa no es automáticamente la producción nacional
PEMEX tiene participación predominante en la extracción mexicana, pero la producción nacional y la producción atribuida a la empresa no constituyen necesariamente el mismo universo estadístico. También existen operadores privados y participaciones contractuales que deben identificarse antes de establecer comparaciones.
La diferencia importa al evaluar la meta nacional de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos, recogida en el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos publicado por SENER . Esa meta no debe compararse indiscriminadamente con un indicador de crudo puro, ni una cifra nacional debe presentarse como producción exclusiva de PEMEX.
Una meta representa un objetivo de política y planeación. Un dato observado describe un resultado. Confundir ambos produce una evaluación equivocada, incluso cuando las cantidades parecen cercanas.
La evolución de 2026 muestra algo que una sola cifra no revela
El comportamiento mensual proporciona una lectura más útil que una fotografía aislada. Durante los primeros ocho meses de 2026, el volumen combinado de crudo y condensados osciló entre aproximadamente 1.637 y 1.674 millones de barriles diarios. El crudo y los condensados, sin embargo, no siguieron exactamente la misma trayectoria.
Tabla 2. Evolución mensual de crudo y condensados, enero-agosto de 2026
| Mes | Crudo Mbd | Condensados Mbd | Líquidos de campos Mbd |
|---|---|---|---|
| Enero | 1,372.578 | 282.609 | 1,655.187 |
| Febrero | 1,367.515 | 278.602 | 1,646.116 |
| Marzo | 1,364.337 | 290.832 | 1,655.169 |
| Abril | 1,364.582 | 287.157 | 1,651.739 |
| Mayo | 1,363.097 | 294.480 | 1,657.577 |
| Junio | 1,370.735 | 295.113 | 1,665.847 |
| Julio | 1,367.637 | 306.615 | 1,674.252 |
| Agosto | 1,336.384 | 300.838 | 1,637.222 |
Fuente: PEMEX, Base de Datos Institucional, estadísticas operativas seleccionadas, AEPSPMX1. Cifras mensuales observadas en miles de barriles diarios. Se conserva la precisión publicada por la fuente.
Entre julio y agosto, el indicador de líquidos de campos disminuyó aproximadamente 2.21%. El crudo retrocedió 31.253 mil barriles diarios, mientras que los condensados bajaron 5.777 mil. Es una variación mensual documentada; por sí sola no identifica qué la provocó.
La comparación con enero revela otra diferencia: el crudo de agosto fue aproximadamente 2.64% menor, pero los condensados resultaron 6.45% superiores. Parte de la reducción del crudo quedó compensada dentro del agregado de líquidos por el comportamiento de los condensados.
Por esa razón, una serie agregada podría sugerir una estabilidad mayor que la observada en el crudo considerado por separado. La lectura inversa también sería equivocada: una caída del crudo no demuestra necesariamente que todos los productos y activos estén disminuyendo al mismo ritmo.
El segundo trimestre proporciona una referencia adicional. En su comunicado de resultados del 31 de julio de 2026 , PEMEX informó un promedio de 1,658 mil barriles diarios de hidrocarburos líquidos durante abril-junio. Es consistente, a nivel de redondeo, con la serie mensual de ese periodo.
La enseñanza metodológica es sencilla: antes de comparar dos meses, trimestres o años, hay que confirmar que el indicador incluya los mismos productos, el mismo universo de producción y una periodicidad equivalente.
De dónde salen los barriles: regiones, activos y campos
La producción mexicana no depende de un solo campo. Tampoco todos los activos aportan el mismo tipo de hidrocarburo. Algunos tienen mayor peso en crudo pesado; otros concentran corrientes ligeras, gas o condensados.
La desagregación regional de PEMEX permite dimensionar esa diversidad. En agosto de 2026, las regiones marinas aportaron conjuntamente 1,019.341 Mbd de hidrocarburos líquidos de campos, aproximadamente el 62.3% del total de PEP con socios.
Las regiones Sur y Norte reportaron respectivamente 419.247 y 198.635 Mbd. Estos datos provienen del desglose por regiones de la eBDI .
Un caso relevante es el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. Su registro de agosto fue de 524.140 Mbd de petróleo crudo, equivalente a aproximadamente 39.2% de la producción total de crudo reportada en la tabla por activos. Es un peso suficientemente grande para exigir seguimiento propio, sin asumir que todos sus yacimientos presentan el mismo comportamiento.
Referencias de activos productores en agosto de 2026
| Activo | Crudo Mbd | Región |
|---|---|---|
| Ku-Maloob-Zaap | 524.140 | Marina Noreste |
| Cantarell | 110.408 | Marina Noreste |
| Litoral de Tabasco | 251.471 | Marina Suroeste |
| Bellota-Jujo | 130.543 | Sur |
Fuente: PEMEX eBDI, cuadro AEPSPEP5, producción de hidrocarburos líquidos por región y activo. Las cifras seleccionadas corresponden al renglón de crudo, no a la producción total de líquidos de cada activo.
La concentración productiva tiene consecuencias operativas. Una indisponibilidad prolongada en instalaciones de un activo importante puede afectar el volumen consolidado de la empresa. Pero el tamaño del activo no basta para establecer cuántos barriles se perderían ante una falla: se necesitan registros de instalaciones, capacidad operativa, redundancias y producción diferida.
La consulta por campo también exige distinguir niveles de agregación. La eBDI reporta para agosto 283.403 Mbd en Maloob y 96.856 Mbd en Zaap, dentro de un desglose de asignaciones seleccionadas. Estos volúmenes forman parte de estructuras productivas mayores y no deben sumarse otra vez al dato de Ku-Maloob-Zaap como si fueran producción adicional.
En otros desarrollos, como Ixachi y Quesqui, la información debe leerse considerando la participación del gas y los condensados. El comunicado de PEMEX sobre el segundo trimestre identificó a Ixachi, Bakté, Itta, Koban y Maloob entre los campos que respaldaron su producción, aunque esa mención corporativa no proporciona por sí misma un desglose mensual comparable de cada campo.
El dato físico también cambia según la ubicación. La producción obtenida en aguas territoriales no equivale a producción terrestre de una entidad federativa. Para estudiar su distribución geográfica es necesario conservar la categoría marina y no atribuirla arbitrariamente a un estado.
El problema de fondo: producir mientras los yacimientos declinan
Un campo petrolero no conserva necesariamente su capacidad inicial durante toda su vida. Conforme se extraen hidrocarburos, cambian la presión, la saturación de fluidos y las condiciones de flujo hacia los pozos. La respuesta depende de la geología, el mecanismo de empuje, las instalaciones y las decisiones de explotación.
Declinación natural y reducción observada de producción no son sinónimos. La primera se relaciona con el comportamiento del yacimiento bajo determinadas condiciones de explotación. La segunda incorpora además efectos de operación, restricciones de infraestructura, paros, reparaciones, nuevas perforaciones y cambios en el programa productivo.
Si un activo produce menos durante un mes, la diferencia podría responder a mantenimiento, limitaciones temporales de transporte, comportamiento del yacimiento o una combinación de factores. Una serie mensual agregada no permite aislar esas causas.
Qué dicen los documentos oficiales sobre campos maduros
El Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos publicado por SENER aporta antecedentes técnicos útiles. Al revisar cambios en las reservas correspondientes a 2024, el documento identifica una reducción de 114.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en las reservas 3P de Quesqui, asociada a disminuciones de presión y producción.
En el mismo análisis registra una reducción de 76.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente para Ku, vinculada principalmente con mayor declinación productiva por incremento del corte de agua.
Son antecedentes de la evaluación de reservas de 2024, no mediciones de declinación observadas durante agosto de 2026. Su valor consiste en mostrar las variables físicas que necesitan estudiarse para comprender los resultados posteriores.
Tampoco debe confundirse la reducción de reservas con un volumen producido o perdido durante un mes. Las reservas son estimaciones de cantidades recuperables bajo determinadas condiciones técnicas y económicas; la producción es un flujo efectivamente extraído durante un periodo.
Para determinar si la actividad de 2026 está compensando el deterioro de ciertos yacimientos, un analista necesitaría información sobre producción base, nuevas incorporaciones, intervenciones, comportamiento de presión y producción diferida por activo. Sin esa descomposición, atribuir una tasa uniforme de declinación a todo PEMEX sería especulativo.
Perforar más no significa producir más de inmediato
La perforación es una de las herramientas para sostener o aumentar la capacidad extractiva, pero entre perforar un pozo y registrar producción comercial existen diversas etapas: terminación, pruebas, instalación de equipos, conexión e integración al sistema de manejo.
En agosto de 2026, la estadística de perforación de pozos de PEMEX reportó nueve pozos perforados y siete terminados. De los terminados, seis correspondieron a desarrollo y uno a exploración.
Si se suman los totales mensuales de enero a agosto, se contabilizan 74 pozos terminados. Es un cálculo propio con base en la serie oficial TERM20. No expresa automáticamente 74 incorporaciones productivas nuevas ni demuestra que todos esos pozos estuvieran aportando barriles al cierre del periodo.
Una terminación exitosa debe evaluarse por su contribución efectiva, comportamiento en el tiempo, calidad de fluidos, necesidades de mantenimiento e inversión requerida. Dos pozos terminados pueden ofrecer perfiles productivos muy diferentes.
Lo mismo ocurre con las reparaciones mayores y menores, estimulaciones y trabajos de recuperación. Pueden restituir capacidad, disminuir restricciones o retrasar una pérdida de volumen. Sin información antes y después de cada intervención, no resulta válido adjudicarles un incremento específico.
Para profundizar en equipos, tecnologías, servicios y especialidades, puede consultarse el análisis de servicios de perforación petrolera en México . La relación entre actividad de perforación, continuidad de proyectos y reservas también se desarrolla en la investigación sobre perforación petrolera y sus implicaciones para 2026 .
Los indicadores que explican lo que sucede detrás del volumen
Un millón de barriles diarios describe una tasa de flujo, no las condiciones completas de los pozos que contribuyen a alcanzarla. Dos activos con volúmenes semejantes pueden presentar necesidades muy distintas de inversión, energía, manejo de fluidos y tratamiento.
La información más valiosa para interpretar la capacidad productiva es aquella que permite conectar la cifra mensual con las condiciones del yacimiento y la infraestructura.
Tabla 3. Indicadores operativos que conviene seguir
| Indicador | Qué permite interpretar | Limitación |
|---|---|---|
| Producción por pozo | Rendimiento individual y cambios en productividad. | Requiere series comparables y conocer pozos activos e intervenciones. |
| Corte de agua | Proporción de agua en los líquidos producidos; necesidades de separación y manejo. | Un cambio depende del yacimiento, pozo y condiciones de operación. |
| Relación gas-petróleo (GOR) | Volumen de gas producido en relación con el petróleo. | Debe distinguirse gas asociado, condiciones de medición y cambios del sistema. |
| Presión de yacimiento | Condiciones de energía y comportamiento de extracción. | Una lectura aislada no demuestra declinación general del campo. |
| Gravedad API | Densidad relativa y características de las corrientes de crudo. | No define por sí sola el precio, calidad comercial ni rentabilidad. |
| Disponibilidad de instalaciones | Restricciones, paros, capacidad de separación, compresión y transporte. | Requiere bitácoras y registros de producción diferida. |
| Pozos e intervenciones | Actividad orientada a incorporar, mantener o recuperar producción. | No equivale automáticamente a barriles adicionales. |
| Inversión y costo operativo | Recursos empleados para obtener y sostener el volumen. | Los agregados corporativos no permiten estimar el margen de cada campo. |
Matriz de interpretación técnica elaborada a partir de conceptos de ingeniería de producción y yacimientos y de las categorías operativas publicadas por PEMEX y SENER. La disponibilidad de series mensuales públicas homogéneas varía por indicador y activo.
El agua producida puede alterar la economía de un campo
Conforme cambia el comportamiento de ciertos yacimientos, el manejo de agua puede adquirir mayor importancia. Producir más fluido total no equivale necesariamente a producir más petróleo comercializable.
El agua requiere separación, tratamiento, transporte o disposición conforme a las condiciones técnicas y ambientales aplicables. También puede afectar los sistemas de levantamiento, la corrosión, el uso de energía y la capacidad disponible en superficie.
Por eso el volumen de crudo debe leerse junto con el corte de agua y la producción total de fluidos cuando esos datos estén disponibles.
La calidad del crudo también cambia la comparación
En agosto, la eBDI clasificó los líquidos de PEP con socios en 811.303 Mbd de pesados, 389.134 Mbd de ligeros y 436.785 Mbd de superligeros más condensados.
Este desglose no permite identificar por sí solo la gravedad API promedio de todas las corrientes ni sus precios realizados. Sí demuestra que la composición importa: no todos los barriles representan la misma mezcla de hidrocarburos ni tienen idénticas necesidades industriales.
La clasificación del petróleo por gravedad API ofrece herramientas para comprender estas diferencias. Conviene complementarla con la explicación de densidad relativa del crudo , especialmente cuando se analizan mezclas o especificaciones comerciales.
Más barriles no garantizan más rentabilidad
Una empresa petrolera puede incrementar su volumen y, aun así, enfrentar mayores costos de extracción, inversión adicional para mantener instalaciones o una mezcla de productos con distinto valor comercial.
La contribución económica de un campo depende de variables que la estadística agregada de producción no muestra: gastos operativos, inversión de desarrollo, depreciación, costo de manejo de fluidos, precio realizado, obligaciones fiscales y necesidades de infraestructura.
PEMEX reportó para el segundo trimestre de 2026 ingresos por ventas y servicios de 510.4 mil millones de pesos, utilidad operativa de 85.5 mil millones y utilidad neta de 18.0 mil millones. Al 30 de junio, informó deuda financiera de 77.5 mil millones de dólares.
Se trata de indicadores corporativos provenientes del reporte difundido el 31 de julio de 2026. No pueden dividirse directamente entre los barriles extraídos para obtener una rentabilidad válida por campo. Incluyen actividades empresariales con ingresos, costos y alcances diferentes.
La economía de producción tampoco se determina exclusivamente al llegar el crudo a superficie. La capacidad de procesamiento, el transporte, la calidad del producto y los destinos comerciales condicionan el valor que puede capturarse.
Como referencia operativa, la eBDI registró en agosto 1,208.195 Mbd de crudo procesado en refinerías y 275.737 Mbd de exportaciones de petróleo crudo. No deben sumarse esas tasas ni restarse directamente de la producción mensual para deducir inventarios o disponibilidad comercial, porque intervienen movimientos, coberturas y balances adicionales.
La relación entre extracción, refinación e importación de combustibles se analiza de forma específica en el balance de gasolina en México durante 2026 . Para la dimensión financiera de mediano plazo, el análisis de deuda, crudo y caja de PEMEX entre 2026 y 2028 desarrolla otros riesgos que no pueden resolverse únicamente aumentando la extracción.
Qué significa esto para proveedores de servicios petroleros
Las estadísticas de producción no constituyen por sí mismas un programa de contratación. Tampoco permiten identificar qué concursos adjudicará PEMEX, cuánto gastará en cada especialidad ni en qué fechas ejecutará las intervenciones.
Sin embargo, sí permiten identificar dónde es razonable profundizar una investigación técnica y comercial. Un portafolio con campos maduros, desarrollos en operación y restricciones de infraestructura puede necesitar capacidades relacionadas con integridad de pozos, terminación, levantamiento artificial, instrumentación, separación de fluidos, compresión, mantenimiento y medición.
La necesidad concreta depende del diagnóstico del activo, los planes aprobados, la disponibilidad presupuestaria y los procedimientos contractuales. No toda necesidad técnica se convierte inmediatamente en una compra.
Para las empresas interesadas en participar, el análisis debe continuar con información sobre proyectos y contratos, requisitos de desempeño, historial de pagos y capacidad de financiar la ejecución. AI Regula Solutions examina esas variables en su investigación sobre contratos, pagos y riesgo para proveedores de PEMEX .
La oportunidad comercial no está determinada por la cifra nacional de barriles. Depende de problemas operativos específicos que el proveedor puede resolver, de su capacidad para documentar resultados y de la viabilidad contractual y financiera de su participación.
Qué indicadores seguir durante el resto de 2026
El cierre anual todavía no puede evaluarse con los datos de agosto. Extrapolar directamente esa producción a los doce meses ignoraría tanto la variación mensual observada como los resultados que aún faltan.
El primer seguimiento debería comparar cada nuevo mes con su periodo anterior, pero también con promedios acumulados correctamente ponderados. El segundo tendría que vigilar por separado el crudo, los condensados de campos y los líquidos recuperados en plantas de gas.
También será importante verificar la producción de los principales activos, especialmente cuando aparezcan variaciones significativas en regiones de alta concentración. La incorporación de pozos terminados y sus resultados productivos debe contrastarse con la evolución de los campos existentes.
En un nivel más detallado, el análisis debería buscar evidencia sobre comportamiento de presión, corte de agua, relación gas-petróleo, disponibilidad de instalaciones, reparaciones mayores y producción diferida. Esas variables ayudarían a distinguir entre pérdidas temporales, cambios estructurales y aumentos sostenibles.
La meta oficial deberá evaluarse únicamente frente a indicadores con una cobertura comparable, sin tratarla como una producción ya obtenida.
Para consultar las series públicas y contrastar cortes históricos, está disponible el módulo de producción de PEMEX de AI Regula Solutions . Conviene revisar siempre la fecha de actualización del panel y cotejar cada indicador con su definición original en la eBDI.
Preguntas frecuentes sobre la producción de PEMEX en 2026
¿Cuántos barriles de petróleo produce PEMEX al día en 2026?
En agosto de 2026, la eBDI reportó 1,336,384 barriles diarios de crudo. Al agregar condensados de campos, el promedio fue de 1,637,222 barriles diarios de hidrocarburos líquidos. Son cifras mensuales y no el cierre anual de 2026.
¿Qué diferencia existe entre crudo y condensados?
El petróleo crudo y los condensados son categorías diferenciadas en las estadísticas de PEMEX. Los condensados corresponden a hidrocarburos líquidos asociados a condiciones de producción y separación de corrientes. Su incorporación modifica el total de líquidos reportados.
¿La producción de PEMEX equivale a la producción nacional?
No necesariamente. La producción nacional puede incluir distintos operadores y coberturas. Para comparar indicadores deben verificarse las definiciones de producción propia, socios y total nacional.
¿Por qué puede bajar la producción aunque se perforen nuevos pozos?
La contribución de nuevos pozos puede ser insuficiente para compensar disminuciones de otros, o puede tardar en incorporarse por terminación e infraestructura. También influyen mantenimiento, restricciones operativas y comportamiento del yacimiento.
¿Cuál es la diferencia entre barriles diarios y petróleo equivalente?
Los barriles diarios miden una tasa volumétrica de líquidos. El petróleo crudo equivalente permite expresar producción de diferentes hidrocarburos en una unidad común mediante factores de equivalencia. No significa que todo el volumen reportado sea crudo físico.
¿Dónde consultar estadísticas oficiales de PEMEX?
En la Base de Datos Institucional de PEMEX , los resultados trimestrales, los informes de la empresa y la información estadística y de planeación publicada por SENER. Es indispensable identificar la fecha y cobertura de cada serie.
El verdadero examen no está en alcanzar una cifra aislada
Agosto dejó un dato concreto: PEMEX produjo 1.336 millones de barriles diarios de crudo y 1.637 millones de líquidos cuando se incorporan los condensados de campos. También dejó preguntas que esos números, por sí solos, no pueden responder.
¿Cuánto del volumen proviene de campos que mantienen su capacidad sin intervenciones extraordinarias? ¿Cuánto depende de nuevos desarrollos? ¿Qué proporción exige mayores recursos para manejar agua, gas o instalaciones maduras? ¿Y qué parte genera una contribución económica sostenible?
La respuesta necesitará más que un acumulado de barriles. Requerirá conectar datos de producción con información de yacimientos, actividad de pozos, confiabilidad de infraestructura e inversión.
Un mes de mayor producción puede representar una mejora operativa relevante. También puede reflejar un cambio temporal o una composición distinta de líquidos. Solo una serie consistente, acompañada de información técnica suficiente, permitirá distinguir esos escenarios.
La medida más útil del desempeño petrolero no es únicamente cuánto se extrae hoy, sino qué capacidad existe para sostener esa producción, a qué costo y bajo qué condiciones operativas.
Metodología y fuentes documentales
Este artículo utiliza información pública de PEMEX y SENER. Las cifras de producción corresponden a los promedios mensuales observados disponibles hasta agosto de 2026. Las comparaciones y porcentajes identificados como cálculos propios se obtuvieron a partir de esos registros.
Para las variaciones porcentuales entre dos periodos se aplicó: ((valor actual / valor base) - 1) × 100. Para el promedio de enero a agosto se utilizaron las tasas mensuales ponderadas por sus días calendario, divididas entre 243 días.
Los datos de campos, pozos e indicadores financieros conservan sus respectivos periodos y coberturas. Se distingue la información oficial de las interpretaciones técnicas de esta investigación. Las cifras pueden estar sujetas a revisiones posteriores por las instituciones de origen.
- PEMEX · Base de Datos Institucional. Estadísticas operativas seleccionadas, enero-agosto de 2026. Consultar serie mensual .
- PEMEX · Producción de hidrocarburos líquidos. Cobertura con socios, sin socios y líquidos de plantas. Consultar desglose metodológico .
- PEMEX · Producción por región y activo. Estadística correspondiente a agosto de 2026. Consultar datos por activo .
- PEMEX · Número de pozos terminados. Serie mensual de enero a agosto de 2026. Consultar actividad de pozos .
- PEMEX · Resultados del segundo trimestre de 2026. Comunicado oficial del 31 de julio de 2026. Consultar comunicado .
- SENER · Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos. Documento oficial publicado en el Diario Oficial de la Federación. Consultar documento .
Nota editorial: el corte de agosto de 2026 es el último periodo mensual utilizado para esta investigación. No se presentan proyecciones de cierre anual ni tasas de declinación por campo que no puedan sustentarse con información pública comparable.
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