La apuesta de Petróleos Mexicanos por revivir Cantarell con ayuda de Petrobras enfrenta escepticismo técnico y financiero. Aunque el 17 de julio de 2026 ambas estatales firmaron un memorándum para compartir tecnología en aguas profundas y explorar oportunidades conjuntas, analistas advierten que “abrir nuevos campos” en el complejo más emblemático del Golfo de México será más difícil que nunca.
De 2 millones a 112 mil barriles diarios
Cantarell llegó a producir 2.125 millones de barriles diarios en 2004 y aportó casi dos tercios del petróleo nacional. Al cierre del primer trimestre de 2026, el complejo apenas promedió 112 mil barriles diarios, una caída de 95% en dos décadas. La sobreexplotación y la inyección masiva de nitrógeno para mantener la presión aceleraron su agotamiento: entre 2003 y 2008 la producción se desplomó de más de 2 millones a un millón de barriles.
Hoy Pemex reconoce que el yacimiento está en fase madura. Aunque aún quedan reservas por extraer, están en campos como Sihil, Ek, Balam y Kambesan, con complejidad técnica mayor y factores de recuperación por debajo de 20%. Para recuperar 2,641 millones de barriles entre 2013-2050, la empresa proyectó invertir 35 mil millones de dólares solo en Cantarell y Ek-Balam.
La tecnología brasileña, ¿suficiente?
La presidenta Claudia Sheinbaum dijo que Petrobras aportará metodologías de exploración en el Pre-sal —una de las fronteras offshore más complejas del mundo— para acelerar estudios sísmicos y perforaciones profundas en Cantarell. “Procesos que antes tomaban años, hoy pueden resolverse más rápido”, señaló.
Sin embargo, especialistas consultados por Surtidores LATAM indican que serán necesarias nuevas campañas sísmicas, geología avanzada y perforaciones a grandes profundidades, con costos y riesgos altos. Pemex carga una deuda financiera de más de 100 mil millones de dólares y recortes de inversión en exploración: en 2025 solo completó 54 pozos de los 340 necesarios al año para cumplir su meta sexenal.
El reto ambiental y operativo
El complejo también enfrenta cuestionamientos ambientales. En febrero de 2026 se detectó una fuga en el oleoducto “OLD AK C” de 36 pulgadas cerca de la plataforma Abkatún Cantarell. Pemex tardó 8 días en cerrar la válvula principal y 10 días en reparar la fuga, lo que provocó un derrame que afectó 630 km de costa en Campeche, Tabasco, Veracruz y Tamaulipas. Tres funcionarios fueron separados del cargo por irregularidades.
A esto se suma que los campos maduros requieren mantenimiento intensivo. Un incendio en la plataforma Nohoch-Alfa en julio de 2023 obligó a cerrar pozos de forma abrupta, lo que impacta la recuperación futura. “Cuando hay un accidente, los pozos deben cerrarse rápido y eso influye en el funcionamiento a futuro”, explica John Padilla, director de IPD Latinoamérica.
¿Qué sigue?
El memorándum con Petrobras incluye identificar oportunidades en Cantarell y otros bloques del Golfo, además de cooperación en refinación. Pemex contempla volver a Akal, el campo que llegó a dar 2.1 millones de barriles diarios en 2003 y hoy aporta 45.9 mil, pero con reservas 2P estimadas en 1,894 millones de barriles.
No obstante, analistas coinciden en que “no se trata de un gran misterio, sino de mal manejo y presión política por mantener producción”. Reactivar Cantarell exigirá no solo tecnología brasileña, sino inversión, tiempo y resolver pasivos ambientales y operativos. Por ahora, el complejo que fue palanca del desarrollo mexicano sigue lejos de sus años de gloria.
