El 7 de septiembre de 2026, la Secretaría de Energía (“SENER”) publicó en el Diario Oficial de la Federación (“DOF”) el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos (“PLADESHi”), que constituye el instrumento de planeación de mediano plazo previsto en la Ley de Planeación y Transición Energética.
El PLADESHi es el instrumento de carácter vinculante para el desarrollo y modernización de la infraestructura del sector y corresponde a la SENER conducir su elaboración y actualización, coordinar su ejecución y vigilar su cumplimiento. A continuación, se resumen los puntos más relevantes:
A. Metas de producción, reservas y proyectos de exploración y extracción
El PLADESHi fija como metas nacionales mantener una producción estable de 1,800 Mbd de hidrocarburos líquidos hasta 2039 y una producción de gas natural cercana a 5,000 MMpcd hasta 2030, sostenida hasta 2039. Como escenario de planeación, contempla la incorporación de 7,292 MMbpce de reservas 3P por descubrimiento entre 2026 y 2039, y prevé, entre 2025 y 2032, la adquisición de más de 38 mil km² de sísmica, principalmente en tierra.
Entre los proyectos identificados están Zama (26.6 km², aguas someras, 2027-2045) y Trión (36.7 km², aguas profundas, 2028-2035), así como Ixachi y Lakach (2025-2035 y 2026-2035). Se proponen 21 proyectos de Desarrollo Mixto, de los cuales, al 31 de diciembre de 2024, 7 estaban adjudicados y 7 aprobados, con áreas terrestres, de aguas someras y ultraprofundas y periodos que llegan a 2045.
El Plan menciona además los Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE), los Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP) y los Contratos de Exploración y Extracción (CEE) como esquemas de colaboración con terceros.
B. Aprovechamiento de gas, sustentabilidad y gestión social
El Plan indica que, por normativa, se requiere a los operadores petroleros, tanto PEMEX como privados, alcanzar y mantener un 98% de aprovechamiento de gas natural en los proyectos que ejecutan, y que ello hace necesario priorizar la construcción de infraestructura para el manejo de gas en superficie. Retoma del PROSENER 2025-2030 la meta de reducción progresiva de emisiones de metano en exploración y producción de 2% hasta su eliminación en 2030, y señala el compromiso de cero quemas rutinarias de gas a 2030.
En cogeneración, los proyectos de Tula, Salina Cruz y Cangrejera sumarían más de 2,000 MW de nueva capacidad hacia 2030, con comercialización de excedentes en el Mercado Eléctrico Mayorista sujeta a la regulación vigente, la capacidad de interconexión y posibles restricciones técnicas. En materia social, el Plan señala que la Manifestación de Impacto Social en el Sector Energético (“MISSE”) establece obligaciones de reporte y seguimiento, habilita la verificación y contempla procesos de consulta previa, libre e informada para cada nuevo proyecto del sector.
C. Proyectos de Sostenibilidad de CFE
El Plan señala que la CFE contempla la instrumentación institucional de un Plan de Sostenibilidad, cuya publicación está prevista para 2026 con actualizaciones al menos cada tres años o antes, orientado a alinear sus operaciones y su expansión con las metas nacionales e internacionales, incluidos los Objetivos de Desarrollo Sostenible, y fundamentado en la Ley del Sector Eléctrico, la Ley de Planeación y Transición Energética y su Reglamento, la Ley de la Empresa Pública del Estado, CFE, y su Estatuto Orgánico, así como en la Resolución de la Comisión Nacional Bancaria y de Valores conforme a la cual los estados financieros anuales deberán incluir un informe con información de sostenibilidad.
Entre las metas se incluye la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero mediante la incorporación de fuentes renovables y limpias, con una capacidad instalada de 7,143 MW a través de nuevas centrales eólicas y fotovoltaicas, en tanto que el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional de la CFE 2025-2030 contempla aportar 22,846 MW, con nuevos proyectos y sistemas de baterías por 15,446 MW, la entrada en operación de 10 centrales iniciadas en la administración anterior y la repotenciación de 16 hidroeléctricas que en conjunto añadirán 6,717 MW.
D. Infraestructura de procesos industriales
Para el Sistema Nacional de Refinación se establecen metas de proceso de crudo que pasan de 1,041 Mbd en 2025 a 1,392 Mbd a partir de 2029, con destilados totales de 680 a 1,129 Mbd y reducción de combustóleo y diluente de 214 a 104 Mbd. Se contempla infraestructura para procesamiento de residuales en Tula y Salina Cruz y para desalojo de azufre y coque en la Refinería Olmeca.
En petroquímica, se prevé la rehabilitación de los complejos Cosoleacaque, Cangrejera y Morelos, con producción de derivados del etileno de 176 MTA en 2025 a 1,029 MTA a partir de 2030 y de aromáticos de 78 a 329 MTA, así como el diseño, construcción, operación y mantenimiento de un complejo Amoniaco-Urea en el CPQ Escolín mediante un esquema de servicio con un tercero, con primera planta en operación en 2028 y capacidad máxima de 750 MTA en 2029.
En proceso de gas, se prevé el incremento de capacidad en el CPG Matapionche (producción máxima 2028-2030 de 184 MMpcd de gas seco y 3,659 Bpd de GLP) y trabajos de optimización en Cactus, La Venta y Nuevo Pemex.
E. Transporte, almacenamiento y SISTRANGAS
El Plan incorpora la cartera de proyectos propuesta por el CENAGAS para el Plan Quinquenal de expansión del SISTRANGAS 2025-2029: Gasoducto Coatzacoalcos II (2028), Interconexión Cosoleacaque (2027), Rehabilitación M3 (2028), Interconexión Ramones Fase II Sur (2026) y Gasoducto Arco Tula (2027-2028), además de un programa de rehabilitación y modernización del Sistema Nacional de Gasoductos y del Sistema Naco-Hermosillo.
Como estrategias, el CENAGAS plantea el suministro de gas natural a los polos de desarrollo y el almacenamiento de gas natural para constituir inventarios estratégicos y operativos gestionados por el Estado, alineando los elementos técnicos, económicos y regulatorios necesarios.
El documento indica que se promueven acciones para facilitar los procesos de trámite para el desarrollo de infraestructura, el diseño de un esquema de reservas estratégicas de gas ante contingencias y la participación del sector privado en el desarrollo de infraestructura de transporte y almacenamiento a través de un marco regulatorio adecuado; asimismo, refiere que el nuevo gasoducto que evalúa el CENAGAS en Sonora se analiza como proyecto mixto entre el CENAGAS y un tercero.
Por parte de la CFE se listan los proyectos Cuxtal II (690 km, 547 MMpcd, 43.8% de avance), Centauro del Norte (400 MMpcd, 7.12% de avance), Ramal Paraíso, Re-Ruteo Guaymas-El Oro, Re-Ruta Tuxpan-Tula y Re-Tula-Villa de Reyes Sur.
F. Programas de Exploración y Extracción de Operadores Privados
Se incorpora como insumo de planeación la información de los programas de trabajo que los operadores privados presentaron y que la autoridad reguladora aprobó, en los cuales se definen las actividades y los cronogramas de perforación, construcción de instalaciones, ductos y desarrollo de los campos.
Estos programas corresponden a los 104 Contratos de Exploración y Extracción vigentes al 31 de diciembre de 2024 sobre 71,747.52 km², operados por 46 operadores petroleros y sus socios, de los cuales 74 se encuentran en fase de Exploración y Extracción y 30 realizan únicamente actividades de Extracción.
Para el horizonte 2025-2039, el Plan presenta tres escenarios de perforación asociados a operadores privados: escenario bajo, 0 pozos exploratorios y 89 de desarrollo; escenario medio, 2 exploratorios y 91 de desarrollo; y escenario alto, 16 exploratorios y 118 de desarrollo, con la actividad exploratoria concentrada en 2033, 2034 y 2036.
En infraestructura, se contempla la construcción de 13 ductos y 2 instalaciones, de los cuales 8 ductos y las 2 instalaciones se ubican en aguas someras y 5 ductos en zonas terrestres, sin construcción prevista en aguas profundas.