Pide Woodside Energy más proyectos como Trion

En un contexto de marcada declinación en la producción de petróleo crudo por parte de la empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) y, por otro lado, el éxito en los trabajos de exploración en el campo de aguas ultra profundas Trion en el Golfo de México, la industria que opera en el país consideró que esta experiencia podría capitalizarse para otros proyectos similares.

“Trion da un mapa para desarrollar campos en aguas profundas y ultra profundas, tanto para el Estado, como para otras compañías que estén interesadas”, dijo Raymundo Piñones, Country Manager de Woodside Energy México.

Durante su participación en el foro 2026 Mexico Market Briefing, organizado por S&P Global Energy este día en la Ciudad de México, el directivo expuso que las empresas petroleras internacionales están acostumbradas a superar riegos de variado tipo, como geológicos, comerciales, relacionados a los precios de los hidrocarburos, cambios de tecnología, cambios en la demanda, en la ejecución y retos exploratorios, entre otros.

En el caso de México, Piñones dijo que el desarrollo de Trion ha funcionado, en parte, porque todas esas variables están cubiertas por el Estado mexicano.

“Entonces, nos podemos enfocar en los riesgos que nos pagan por tomar. Eso, más la relación con Pemex, es parte de lo que ha sido un éxito y que creo que puede capitalizarse a futuro para otros proyectos de aguas profundas”, expresó.

Cabe recordar que Woodside, en alianza con Pemex, está desarrollando el campo de aguas ultra profundas Trion, ubicado en el área del Cinturón Plegado Perdido, a unos 180 kilómetros de las costas del estado de Tamaulipas y a unos 30 kilómetros al sur de la fronterza marítima entre Estados Unidos y México.

Fue descubierto por Pemex en 2012 y, posteriormente, en el contexto de la reforma energética del expresidente Enrique Peña Nieto, la empresa del Estado firmó con la australiana BHP Billiton, filial de BHP Petroleum, un contrato para desarrollar el campo.

Posteriormente Woodside Energy adquirió a la australiana con el contrato vigente con Pemex, en donde la primera ostenta 60 por ciento del interés de participación, además de fungir como operadora del proyecto, mientras que la mexicana tiene el restante 40 por ciento.

En su último reporte, Woodside Energy informó un avance de 64 por ciento en el desarrollo del campo y refrendó su compromiso de presentar la primera producción comercial en 2028.

Hay dónde participar, pero urgen inversiones

Consultada al término de su exposición en el panel “Sector upstream en México: ¿Puede el país competir por inversión en un entorno cada vez más selectivo?”, en el que participó Piñones, la experta en temas de hidrocarburos Alma América Porres Luna consideró viable la propuesta del directivo de Woodside y recordó que hay otras áreas descubiertas en aguas profundas y ultra profundas en donde la iniciativa privada podría participar.

Tan solo en Perdido se encuentran Maximino, Exploratus, Nobilis y Doctus, además de las áreas de la provincia petrolera Cuenca Salina, también de aguas profundas.

“Así como fue Trion, que fue descubierto por Pemex, hay otros que ya han puesto en Contratos Mixtos pero que no han salido, como Maximino, Exploratus, que podrían incorporarse en las condiciones que sean accesibles para los operadores”, manifestó.

Sin embargo, la excomisionada de la Comisión Nacional de Hidrocarburos urgió aplicar nuevas inversiones en exploración de hidrocarburos ante la alarmante declinación de la producción nacional, además de considerar que los ciclos exploratorios en aguas profundas son más largos.

Si bien la tecnología –como la inteligencia artificial y los data centers— ha permitido acortar los tiempos de análisis de datos, insistió en la inversión en las actividades exploratorias.

“Si no hay nueva inversión, yo no veo cómo pueda haber un cambio de tendencia en cuanto a la producción y un cambio al futuro cercano. Estamos hablando de los cinco o diez años próximos”, advirtió.

Porres Luna recordó que en 2028 y en 2029 entrarán en producción comercial los recientes desarrollos de Trion mismo y Zama, en las costas del estado de Veracruz. En conjunto, agregó, aportarán unos 180 mil barriles diarios promedio de crudo que podrán compensar la caída de la producción.

No obstante, aclaró que, de no haber nuevos descubrimientos, después de 4 o 6 años la producción volverá a su fase de declinación.

“Creo que debemos pensar en los próximos años, pero a corto plazo. Es importante la incorporación de nuevos contratos, como el gobierno federal lo decida”, aconsejó.