Apartado 2.2.3 Producción de Gas natural
Acuerdo por el que la Secretaría de Energía emite el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos · Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos 2025-2039 · Apartados del plan
2.2.3 Producción de Gas natural
Durante 2024, la producción de gas natural6 sin nitrógeno se obtuvo de 5 provincias petroleras: Cuencas del Sureste, Veracruz, Burgos, Tampico Misantla y Sabinas, la producción nacional de gas natural sin nitrógeno se situó en 3,760 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), 12.6% menor a la reportada en 2023 de 4,301 MMpcd (Tabla 2.8).
Tabla 2.8 Producción de gas natural por Provincia Petrolera
Producción de Gas Natural (MMpcd)
· 2023
· 2024
·
Cuencas del Sureste
· 3,285
· 2,653
·
Veracruz
· 439
· 615
·
Burgos
· 481
· 410
·
Tampico Misantla
· 93
· 78
·
Sabinas
· 4
· 3
·
Total
· 4,301
· 3,759
·
FUENTE: Sistema de Información de Hidrocarburos - SENER. No incluye Nitrógeno.
En 2024, la producción promedio de gas natural sin nitrógeno se concentró en 8 campos (Quesqui, Ixachi, Akal, Maloob, Onel, Tupilco Profundo, Koban y Etkal) operados por PEMEX, los cuales representaron en conjunto el 50% de la producción nacional de gas natural.
El campo Quesqui, aportó durante 2024 una producción promedio de 546 MMpcd (sin nitrógeno), equivalente al 15% de la producción nacional, consolidándose como el principal campo productor de gas natural del país.
La Figura 2.21 muestra la evolución anual de la producción nacional de gas natural sin nitrógeno por provincia petrolera para el periodo 2010-2024. La producción nacional tuvo una tendencia descendente al pasar de 6,337 MMpcd en 2010 a 3,705 MMpcd en 2018, lo que equivale a una TMDA de 6.49%.
Dada la importancia del gas natural para la seguridad y soberanía energética del país, a partir de 2019 se impulsaron proyectos estratégicos para el desarrollo de Ixachi y Quesqui, con el objetivo de incrementar la producción de gas no asociado, lo anterior resultó en un cambio en la tendencia de producción de gas natural, para el periodo 2019-2024 se observa una estabilización de la producción, resultando en una TMDA de 0.24%.
Figura 2.21 Producción gas natural por Provincia Petrolera, 2010-2024
FUENTE: Sistema de Información de Hidrocarburos - SENER.
La producción de gas natural sin nitrógeno de PEMEX representó el 95% (3,569 MMpcd) del total nacional en 2024 (3,760 MMpcd), mientras que los privados aportaron 191 MMpcd, equivalentes al 5% de la producción nacional. Desde 2017, año en que comenzaron las primeras aportaciones de los contratos adjudicados en las rondas petroleras, la participación de los privados ha mostrado un crecimiento gradual, aunque aún marginal frente al volumen de producción de PEMEX (Figura 2.22).
Figura 2.22 Producción de gas natural, 2010-2024
FUENTE: Sistema de Información de Hidrocarburos - SENER.
La evolución de la producción nacional de hidrocarburos refleja los efectos de un modelo que, durante varios años, subordinó los horizontes productivos a criterios de corto plazo y fragmentó la conducción del sector. Tras la Reforma Energética de 2013, se registró una caída sostenida en la producción de hidrocarburos líquidos, al pasar de 2,522 Mbd en 2013 a 1,705 Mbd en 2019, así como en la producción de gas natural, que disminuyó de 5,679 MMpcd a 3,806 MMpcd en el mismo periodo. Esta tendencia evidenció la ausencia de una estrategia integral para sostener la extracción, compensar la declinación natural de los campos y articular la producción con los objetivos de seguridad energética y desarrollo nacional. Como resultado, se debilitó la capacidad del Estado para garantizar el abasto interno y aumentó la dependencia respecto del exterior.
A partir de 2019, la política energética inició un proceso de reordenamiento productivo orientado a recuperar la rectoría del Estado sobre la producción de hidrocarburos, fortalecer a Pemex y priorizar el desarrollo de campos estratégicos, particularmente aquellos con mayor rentabilidad y solidez técnica. Este viraje permitió avanzar hacia la estabilización de la producción y sentar las bases para una gestión más eficiente y planificada de los recursos del subsuelo.
Con la Reforma Energética de 2025, se consolida mediante un nuevo modelo energético cuya planeación es vinculante y articula de manera integral la exploración y la extracción, con el fin de cumplir las metas de producción establecidas en el Objetivo 1 del Plan Nacional de Desarrollo 2025-2030 y en las líneas de acción del Plan México para alcanzar 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos y 5,000 MMpcd. El nuevo marco normativo reconoce a la producción de hidrocarburos como una actividad estratégica que fortalece la soberanía energética y asegura el aprovechamiento de los recursos nacionales bajo criterios de sustentabilidad, eficiencia operativa y beneficio directo para el desarrollo nacional.
Apartado 2.2.2 Producción de Hidrocarburos · Apartado 2.3 Evolución de la Transformación de Hidrocarburos