En menos de un año, México dio un giro de timón en su mapa energético: la refinación de crudo creció 40% y el discurso de autosuficiencia dejó de ser solo promesa para traducirse en números duros y en decisiones de inversión de gran calado. Entre octubre de 2024 y julio de 2025, el Sistema Nacional de Refinación pasó de procesar 731 a 1,023 mil barriles diarios, impulsado por mejoras operativas y por la incorporación plena de la refinería Olmeca, en Dos Bocas, al engranaje productivo del país.

El salto no es menor: la producción de destilados de alto valor –gasolina, diésel y turbosina– se elevó 48%, mientras el combustóleo, ese rezago de la vieja refinería mexicana, redujo su peso en la mezcla de 24% a 18%, síntoma de un uso más eficiente de cada barril. Esta recomposición del portafolio permite a Petróleos Mexicanos (Pemex) colocar más combustibles en el mercado interno y depender menos de un producto pesado, más difícil de comercializar y más cuestionado ambientalmente.

Menos importaciones y un mercado más blindado

El avance en refinación ya se refleja en las aduanas. En el mismo periodo, las importaciones de destilados cayeron 26%, al pasar de 536,000 a 398,000 barriles diarios, con descensos claros en compras de gasolina, diésel y turbosina. Menos barcos descargando combustibles significa menos exposición a choques de precios internacionales, a tensiones geopolíticas y a restricciones logísticas que pueden encarecer de un día para otro el costo de mover personas y mercancías en el país.

Este ajuste se alinea con el objetivo político de abastecer el mercado interno con producción nacional y reconfigura la conversación sobre seguridad energética. La narrativa de “soberanía” deja de ser consigna para convertirse en un juego de equilibrios: más producción local, pero también más responsabilidad fiscal y ambiental para una empresa que sigue arrastrando deuda, pasivos laborales y una ruta compleja de transición energética.

Reservas, pozos y la apuesta de largo plazo

En paralelo a la expansión, Pemex se juega una apuesta de fondo en exploración: añadir más de 2,000 millones de barriles de petróleo a reservas probadas mediante la perforación de 269 pozos exploratorios en seis proyectos estratégicos en Veracruz, Tabasco, Oaxaca, Chiapas y Campeche. El mensaje es claro: no se trata solo de exprimir campos maduros, sino de sostener, al menos por una década, la plataforma de consumo interno.

El plan 2024‑2030 fija como techo producir alrededor de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos durante el próximo sexenio. Para llegar ahí se prevén más de 2,000 perforaciones y 1,300 reparaciones mayores, con una inversión superior a 220,000 millones de pesos únicamente en exploración y desarrollo. Detrás de las cifras se perfila un nuevo contrato político: el gobierno exige disciplina productiva y compromisos de sustentabilidad; la empresa reclama márgenes de maniobra y certidumbre presupuestal para ejecutar proyectos que maduran en horizontes de años, no de ciclos electorales.

Gas natural, la nueva palanca de la política energética

Si el petróleo mantiene la narrativa histórica, el gas natural se consolida como el eje de la política energética 2025‑2030. Pemex proyecta elevar la producción a 5,000 millones de pies cúbicos diarios mediante más de 1,000 perforaciones y 970 reparaciones mayores en 12 proyectos que aportarían 61% de la producción total. El objetivo es doble: reducir la fuerte dependencia de importaciones desde Estados Unidos y, al mismo tiempo, usar el gas como combustible de transición para la generación eléctrica y para la industria.

Las estimaciones oficiales hablan de ingresos del orden de 5,000 millones de pesos por crudo y 1.9 billones de pesos por gas, asociados a una inversión cercana a 238,000 millones de pesos. Pemex aumenta la producción 40% y va por más justo en un contexto en el que el gas se perfila como “moneda dura” de la política económica, al cruzar la frontera entre seguridad energética, recaudación fiscal y competitividad industrial. La apuesta, sin embargo, exige controlar emisiones de metano, reducir la quema en campo y dialogar con los compromisos climáticos internacionales que hoy pesan tanto como las calificaciones crediticias.

En este rediseño institucional, la coordinación con la Secretaría de Energía (SENER) será clave para equilibrar metas de producción, transición energética y participación privada en infraestructura de transporte y almacenamiento, en particular en regiones donde los gasoductos aún no cubren la demanda industrial.

GNL: de consumidor dependiente a nodo exportador

El giro gasífero no termina en el ducto. México empieza a posicionarse en la cadena de valor del gas natural licuado con proyectos que buscan capturar oportunidades en mercados internacionales, particularmente en Asia y Europa. El proyecto Fast LNG 1, la primera instalación flotante de gas natural licuado del país, destaca por su capacidad de 1.4 millones de toneladas anuales y una inversión cercana a 2,000 millones de dólares. Su lógica es aprovechar el gas disponible en la región para procesarlo y enviarlo a clientes que hoy buscan diversificar proveedores tras años de volatilidad geopolítica.

A este esquema se suman complejos como Energía Costa Azul y Saguaro Energía, que colocan a México como un nodo emergente de exportación de GNL en América del Norte. Lejos de la imagen de un sistema aislado, el país se inserta en un entramado regional en el que el gas texano, la infraestructura mexicana y la demanda global se cruzan para definir precios, contratos y márgenes de ganancia. El reto será no repetir la historia del petróleo: depender en exceso de un ciclo de precios y descuidar la planeación de largo plazo.

Infraestructura pesada: el papel silencioso de Sarens

Detrás de cada cifra de producción y de cada anuncio de inversión hay una coreografía de acero, concreto y maniobras milimétricas. En ese terreno, Sarens se ha consolidado como un socio estratégico para la expansión energética mexicana, al participar tanto en la construcción de nuevas instalaciones petroleras y gasíferas como en la rehabilitación y ampliación de refinerías e infraestructura crítica. Su rol ilustra que la autosuficiencia también se construye con capacidades logísticas y de ingeniería de alto nivel.

La empresa ha intervenido en la refinería de Dos Bocas y en complejos internacionales como Corpus Christi, Fort Hills y Skikda, aportando grúas de gran capacidad, transporte pesado y soluciones de ingeniería que permiten ejecutar maniobras superiores a las 1,000 toneladas con altos estándares de seguridad. Este eslabón, a menudo invisible en la discusión pública, marca la diferencia entre un proyecto que cumple calendario y presupuesto, y otro que se hunde en sobrecostos y retrasos.

Pemex aumenta la producción 40% y va por más

El plan integral de Pemex prevé que la combinación de más reservas, refinación más eficiente y mayor producción de gas impulse los ingresos fiscales y genere multiplicadores económicos en las regiones petroleras del sureste, reforzando al sector como motor de crecimiento. Para estados como Tabasco, Veracruz o Campeche, cada pozo, cada planta y cada ducto se traduce en empleo, servicios y cadenas de proveeduría que reconfiguran la economía local.

No obstante, el punto de partida es complejo. Pemex arrastra una base de producción declinante y enfrenta el reto de que los nuevos proyectos compensen la caída natural de campos maduros, al tiempo que gestiona una deuda elevada, presiones de liquidez y un escrutinio creciente sobre emisiones y riesgos ambientales. Pemex aumenta la producción 40% y va por más, pero lo hace caminando en una cuerda floja donde la disciplina financiera y la transparencia serán tan decisivas como los barriles adicionales. En paralelo, Petróleos Mexicanos (Pemex) debe demostrar que cada peso invertido se traduce en reservas, producción y menores pasivos ambientales, y no solo en un nuevo capítulo de sobreendeudamiento.

Al final, el éxito de esta ofensiva energética dependerá de algo más que cifras récord: de la capacidad del Estado para regular con rigor, del mercado para señalar desvíos y de la propia empresa para asumir que el mundo empuja hacia una matriz más limpia, incluso mientras México exprime sus últimas ventajas fósiles. Mantente actualizado con las noticias más relevantes del sector energético con Energía y Ecología.

Petróleos Mexicanos (Pemex) entregó su más reciente informe trimestral a la Comisión de Bolsa y Valores de los Estados Unidos (SEC). Su mensaje quizá peque de ser sincero, incluso incómodo: la petrolera enfrenta riesgos persistentes por robo de combustibles, vulnerabilidades internas, presiones financieras que no ceden y un panorama político que podría cambiar las reglas de juego en cualquier momento. Entonces, Pemex reconoce riesgos ante SEC en nuevo informe.

El documento, enviado el 12 de noviembre, reconoce que el robo de hidrocarburos —incluido el huachicol fiscal— sigue golpeando a la empresa con una fuerza que se mantiene en niveles críticos. Pinta la situación energética del país tal como es: difícil, entre fuego cruzado de grupos criminales, viejas prácticas internas que se niegan a morir y un mercado ilícito cada vez más sofisticado.

Pemex reconoce riesgos ante SEC en materia de seguridad

El informe describe cómo el robo, la desviación y la manipulación de combustibles continúan afectando a la red de oleoductos de la petrolera a pesar de los certeros golpes que ha recibido. La empresa detalla también incendios, explosiones, afectaciones ambientales y pérdidas humanas ocasionadas por estas actividades, que también representan una merma considerable de ingresos a pesar de las acciones correctivas que buscan recuperar la paraestatal del abandono en que estaba.
En sus párrafos más extensos, Pemex reconoce riesgos ante SEC vinculados a estas actividades y advierte que los resultados de las acciones coordinadas con el Gobierno Federal han logrado ciertas mejorar puntuales, pero que deben sostenerse para que se perciba la mejoría.

En 2024 se detectaron 11,774 tomas clandestinas. Un año antes, 14,890. La petrolera admite que algunos empleados o funcionarios podrían verse involucrados o percibirse como parte del mercado ilícito. La frase queda ahí, mostrando una sustancial mejoría pero que debe seguirse notando.

Un entorno delictivo que no se rinde

La empresa contextualiza el fenómeno dentro de un país que ha experimentado experimenta“mayor actividad delictiva” en los últimos años, derivada de cárteles y organizaciones vinculadas al narcotráfico. La presencia de un mercado ilegal de combustibles añade otra capa al problema: interrumpe operaciones, compromete la seguridad del personal y amenaza la logística. La actividad delictiva es prevalente, persistente y podría agravarse si los esfuerzos se suspenden.

Reformas constitucionales y su impacto

Pemex advierte que la capacidad del Congreso para modificar la Constitución podría traducirse en cambios profundos en la política energética y en su operación diaria. Señala que la concentración del poder político podría tener consecuencias adversas para sus finanzas, su capacidad operativa y su manejo de deuda.

Además, expresa preocupación por eventuales modificaciones al régimen cambiario. Aunque el Gobierno de México no impone actualmente restricciones, la empresa recuerda que en el pasado sí existieron controles y que cualquier regreso a ese esquema dificultaría el pago de deuda denominada en moneda extranjera.

Presión financiera constante

La deuda sigue siendo la piedra más pesada en los hombros de Pemex. Con 100.3 mil millones de dólares al cierre de septiembre de 2025, más líneas de crédito abiertas y un calendario exigente de vencimientos, la empresa admite que su operación depende en gran medida del financiamiento y del apoyo gubernamental.

Describe un flujo operativo insuficiente para cubrir inversiones y gastos, lo que ha obligado a recurrir a financiamientos adicionales y medidas de eficiencia. Incluso con apoyo fiscal y recompras de bonos, el margen de maniobra sigue siendo estrecho.

Resultados operativos en medio de la presión

La petrolera presume resiliencia en producción y refinación, pero reconoce que los precios internacionales del crudo y el declive natural de varios campos complican el panorama. La producción de líquidos llegó a 1.65 millones de barriles diarios; la de gas natural, a 3,730 millones de pies cúbicos diarios, gracias en parte al empuje del campo Ixachi.

En ingresos, la empresa registró una disminución anual de 11.1%, derivada de menores exportaciones y precios bajos del crudo. Aun así, hubo una mejora de casi 100 mil millones de pesos en resultados netos interanuales.

Coordinación con el Gobierno Federal

La empresa detalla que su Estrategia Integral de Capitalización y Financiamiento se ejecuta junto con la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y la Secretaría de Energía (SENER), mediante repos, recompras de bonos y aportaciones de capital del Gobierno Federal.

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El mes cerró con un dato que enciende las alertas dentro y fuera del sector energético: se desploma la producción de Pemex justo cuando se esperaba una ligera recuperación. La refinación total de petróleo crudo y líquidos cayó a su nivel más bajo en cuatro meses, un retroceso que puso bajo la lupa el desempeño de las plantas del Sistema Nacional de Refinación. Sin embargo, dentro del panorama gris, dos complejos —Tula y Dos Bocas— lograron sostener parte del peso que arrastraba la estatal.

La caída se explicó principalmente por descensos en la mayoría de las refinerías, en especial Salamanca y Salina Cruz. Y en ambos casos, el talón de Aquiles se repitió: menor disponibilidad de crudo pesado y dificultades crecientes para procesarlo. Salamanca apenas mantuvo estable el suministro de crudo ligero; en Salina Cruz ocurrió algo similar con el reconvertido. Otras plantas —Cadereyta, Madero y Minatitlán— también cedieron terreno.

Tula y Dos Bocas: el pulso que aún sostiene al SNR

A contracorriente de la tendencia general, Tula y Dos Bocas avanzaron como pocas veces en el año. La refinería hidalguense procesó 248,319 barriles diarios en septiembre, su cifra más alta en 2025. El nuevo complejo en Tabasco no se quedó atrás, con 194,874 barriles diarios que la ubicaron como la segunda planta con mayor actividad.

Aun así, el rendimiento de Dos Bocas está muy lejos de su capacidad máxima. Según la consultora GMEC, la calidad del crudo que recibe —en especial el crudo pesado— limita el alcance real de la operación. Lo que se observa en los reportes oficiales contrasta con las metas que el propio gobierno federal ha reiterado desde la inauguración del proyecto.

Se desploma la producción de Pemex: el factor del crudo pesado

La tensión en el sistema es clara. De acuerdo con el analista Ramses Pech, gran parte del retroceso se debe al tipo de petróleo que se envía a las refinerías. México produce sobre todo crudo pesado, lo que acelera el desgaste de los equipos y obliga a paros cada vez más frecuentes. Esa misma característica está detrás de las dificultades para cumplir con la norma NOM-016-CRE-2016.

Incluso en Dos Bocas, ciertos lotes de gasolina y diésel no cumplen con los estándares y deben enviarse a otras plantas —como la Refinería de Salamanca— para ser reconfigurados. El diésel de bajo azufre es uno de los productos más afectados.

El estrés operativo se percibe en toda la red: contenido de azufre elevado, paros programados y no programados, y costos que se acumulan mientras la producción intenta sostenerse.

La carrera entre Tula y Dos Bocas 

En el tablero general, Tula sigue siendo la refinería con mayor elaboración de petrolíferos, con 235,302 barriles diarios entre gasolinas, diésel, turbosina, combustóleo y otros productos. Dos Bocas ocupa el segundo lugar con un promedio de 192,459 barriles diarios.

El complejo Olmeca —que ha capturado buena parte de la atención pública— reporta una producción de 84,682 barriles diarios de gasolina. Aunque representa un avance respecto a sus primeros meses, sigue por debajo de Tula. La Secretaría de Energía (SENER) ha señalado que Dos Bocas ya opera a niveles cercanos a 270,000 barriles diarios, pero los informes técnicos no respaldan esta cifra.

De hecho, ningún complejo del país ha alcanzado ese nivel. La refinería Miguel Hidalgo, en Tula, continúa siendo la más cercana al objetivo, pero aún a distancia considerable.

Dudas hacia el futuro

El mes terminó con un mensaje ambivalente: se desploma la producción de Pemex mientras sus refinerías más nuevas y estratégicas todavía no alcanzan los niveles prometidos. El panorama deja más interrogantes que certezas sobre la capacidad real del sistema para absorber la producción futura y para mantener, sin interrupciones, la meta para la soberanía energética.

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