Las Disposiciones Técnicas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) establecen que en las actividades de extracción, los regulados deberán alcanzar y mantener un nivel de aprovechamiento de gas natural del 98% anual.  

Con datos hasta diciembre de 2025 se analizaron 221 campos activos para evaluar el cumplimiento de la meta de aprovechamiento de gas natural asociado establecida en las Disposiciones Técnicas de la CNH.  

Resultados principales 

• •    221 campos activos analizados. 

• •    147 campos alcanzaron o superaron la meta regulatoria. 

• •    74 campos registraron un aprovechamiento menor a 98%. 

• •    2,099,350 MMpc de gas asociado producido. 

• •    1,980,196 MMpc de gas asociado aprovechado. 

• •    119,153 MMpc de gas asociado no aprovechado.* 

*El volumen no aprovechado se calculó como la diferencia entre el gas asociado producido y el aprovechado.  

De los 221 campos analizados, 74, equivalentes a 33.5%, registraron un nivel de aprovechamiento inferior a 98%. Los 147 campos restantes, correspondientes a 66.5% del total, alcanzaron o superaron el umbral regulatorio. 

Los campos analizados produjeron 2,099,350 MMpc de gas asociado y aprovecharon 1,980,196 MMpc. Esto representa una tasa agregada de aprovechamiento de aproximadamente 94.6%, inferior a la meta regulatoria de 98%. 

El gas no aprovechado puede destinarse a quema, venteo u otros usos y pérdidas reconocidos en los balances operativos. Su impacto climático depende del destino final: el venteo libera metano directamente, mientras que una combustión incompleta en antorcha también puede emitir metano, además del dióxido de carbono generado por la combustión. 

Los resultados indican que el cumplimiento no es uniforme entre los campos activos. Aunque dos terceras partes alcanzaron el umbral de 98%, una tercera parte permaneció por debajo de la meta. Además, el aprovechamiento agregado de 94.6% muestra que los volúmenes no aprovechados pueden concentrarse en determinados campos, por lo que el número de campos en cumplimiento debe analizarse junto con el volumen de gas producido y desaprovechado. 

Para orientar las acciones de mejora, es necesario identificar los campos que concentran los mayores volúmenes de gas no aprovechado, revisar las causas operativas y de infraestructura y dar seguimiento a las medidas adoptadas por cada operador. 

Es por ello, que en la gráfica se muestran los campos con mayor producción de gas asociado en 2025 y el porcentaje aprovechado en cada uno. Cinco campos alcanzaron o superaron la meta regulatoria de 98%: Abkatún, Cunduacán, Onel, Cactus e Íride-Samaria. 

Los demás campos se ubicaron por debajo de la meta. Ku registró el menor aprovechamiento, con 73%, seguido de Maloob, con 80%, y Zaap, con 85%. 

Akal merece especial atención: fue el campo con mayor producción de gas asociado, con 444,369 MMpc, pero aprovechó 93.5%. Esto muestra que incluso una diferencia de pocos puntos porcentuales puede representar un volumen considerable de gas no aprovechado en los campos de mayor producción. 

Los resultados permiten identificar los campos donde deben priorizarse mejoras operativas y de infraestructura para reducir la quema y el venteo y aumentar el aprovechamiento del gas asociado.