Durante el tercer semestre del año, las ventas de Grupo México en 2025 mostraron una caída relevante debido a la suspensión temporal de cuatro plataformas vinculadas a proyectos con Petróleos Mexicanos (Pemex). La compañía informó que esta medida afectó de forma directa el desempeño de su División Infraestructura y de su subsidiaria Perforadora Mexicana (Pemsa), lo que derivó en una reducción notable de ingresos y de su resultado operativo.

La decisión de detener estas plataformas se dio en julio, cuando Grupo México notificó la cancelación temporal de operaciones por falta de pagos a proveedores en proyectos de Pemex. Los efectos financieros de esta pausa comenzaron a reflejarse en sus reportes trimestrales.

¿Qué resultados presentó la división de Infraestructura de Grupo México?

En su reporte enviado a la Bolsa Mexicana de Valores (BMV), la compañía señaló que su División Infraestructura registró ventas netas acumuladas por 496 millones de dólares durante el periodo evaluado. Esta cifra representa una disminución de 13.9% respecto al año anterior.

La empresa atribuyó este descenso principalmente a la suspensión de las cuatro plataformas en operación conjunta con Pemex. Además, indicó que las variaciones en el tipo de cambio también contribuyeron a la caída en ingresos.

¿Cuál fue el impacto específico para Perforadora Mexicana (Pemsa)?

Perforadora Mexicana (Pemsa), subsidiaria dedicada a servicios de perforación para la industria petrolera, reportó ventas acumuladas por 53.4 millones de dólares y un EBITDA de 6.8 millones de dólares. Estas cifras representan reducciones de 70% y 93% respectivamente frente al periodo previo.

El ajuste está relacionado con la suspensión de las plataformas tipo “Jack Up” Chihuahua, Zacatecas, Campeche y Tabasco, así como a cambios en las cuotas diarias aplicadas a los contratos.

A pesar de este escenario, la compañía señaló que las plataformas modulares Veracruz y Tamaulipas mantuvieron operaciones estables a lo largo del año, alcanzando eficiencias del 100%.

¿Por qué influyen los combustibles en los costos operativos de Grupo México?

La empresa destacó que el gasto en combustibles representa una parte importante de su estructura de costos. Al cierre del 30 de septiembre de 2025, el diésel concentró el 29.5% del total destinado a combustibles.

Grupo México advirtió que variaciones en los precios o disponibilidad del diésel pueden afectar su desempeño financiero. Entre los factores que pueden detonar estos cambios se encuentran:

• Problemas en cadenas de suministro

• Restricciones en permisos de importación

• Incremento de la demanda global

• Condiciones climáticas adversas que limiten la refinación

Aunque la compañía ha logrado trasladar parte del costo adicional a sus clientes, reconoció que esta estrategia no siempre será suficiente para compensar aumentos severos en el precio del combustible. Asimismo, señaló que posibles ajustes regulatorios podrían limitar su capacidad de recuperación de costos.

¿Qué implicaciones tienen estos resultados para el futuro de las ventas de Grupo México en 2025?

El desempeño registrado refleja la dependencia de la empresa respecto a la continuidad operativa de sus proyectos con Pemex y la estabilidad en los precios del combustible. Si las plataformas suspendidas no reanudan actividades o si persisten las presiones en costos, la compañía podría enfrentar retos adicionales en liquidez y operación.

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En su más reciente análisis energético, BBVA ve un aumento pequeño en la producción de Pemex, una señal tímida pero significativa en medio de los desafíos que enfrenta la petrolera estatal. Aunque la tendencia sigue siendo frágil, el ligero repunte en la extracción de hidrocarburos líquidos marca el segundo trimestre consecutivo con variaciones positivas, luego de casi dos años de caídas constantes.

BBVA ve un aumento pequeño en la producción de Pemex: señales de alivio en medio de la incertidumbre

De acuerdo con el reporte del 28 de octubre de 2025, la producción promedio de hidrocarburos líquidos alcanzó 1.648 millones de barriles diarios (MMbd) durante el tercer trimestre, frente a los 1.631 MMbd registrados en el periodo anterior. El incremento, aunque modesto, refleja la mejora en los nuevos campos petroleros, cuya aportación creció en 35 mil barriles diarios, compensando parcialmente el declive de los yacimientos maduros.

Para BBVA, este avance técnico tiene un valor simbólico: representa un punto de inflexión tras una prolongada fase de deterioro productivo. Sin embargo, la entidad advierte que el desafío estructural de Petróleos Mexicanos (Pemex) no radica solo en estabilizar sus cifras, sino en sostenerlas ante la presión de un mercado internacional cada vez más competitivo y regulado.

Producción en números: leve repunte, grandes retos

Al desglosar los resultados, el informe identifica que el incremento de 17.6 mil barriles diarios provino principalmente del petróleo crudo pesado y ligero, mientras que los socios privados de Pemex redujeron su aportación. Aun así, en términos anuales, la producción sigue 6.5 % por debajo del nivel observado en 2024.

Este comportamiento mixto se atribuye a la madurez de los campos más antiguos y a la dificultad de acelerar los nuevos proyectos al ritmo previsto por el plan operativo. BBVA destaca que la recuperación sostenida dependerá de la eficiencia técnica y de la capacidad para mantener la inversión sin comprometer las finanzas de la empresa.

Ventas a la baja y pérdida controlada

El entorno financiero de Pemex continúa presionado. Las ventas totales se contrajeron 11.1 % respecto al mismo trimestre de 2024, con una reducción del 21.4 % en exportaciones y del 4.2 % en el mercado nacional. La baja en los precios internacionales de la mezcla mexicana y el descenso en la venta de combustibles como la gasolina Magna explican buena parte de este desempeño.

No obstante, el informe subraya una mejoría: la pérdida neta del trimestre se redujo a 61.2 mil millones de pesos, una cifra mucho menor que los 161.5 mil millones del año anterior. La mejora se atribuye a una utilidad cambiaria significativa, menor deterioro de activos y una reducción en costos de producción.

Entre la estabilidad y la vulnerabilidad

El análisis de BBVA concluye que, pese a las señales de estabilización, Pemex enfrenta una encrucijada. El repunte productivo no alcanza a compensar la pérdida estructural derivada del agotamiento de campos maduros, que aún representan más del 70 % del total de hidrocarburos líquidos.

Para revertir la tendencia, la petrolera deberá frenar el declive natural de sus pozos más antiguos y consolidar el rendimiento de los nuevos desarrollos. Solo así podría acercarse a su meta de 1.8 millones de barriles diarios, un objetivo que, por ahora, se mantiene distante.

El análisis también apunta a que las perspectivas del mercado global —marcado por precios volátiles, una transición energética incierta y presiones fiscales internas— seguirán influyendo en el desempeño de la compañía.

Una lectura más amplia: señales de resistencia

El tono del reporte de BBVA, aunque prudente, deja entrever que la empresa muestra cierta capacidad de adaptación. El control de costos, la reducción de pérdidas y los pequeños repuntes de producción son señales de resistencia en un entorno que, desde 2020, ha estado marcado por choques externos y restricciones presupuestales.

Sin embargo, el margen de maniobra sigue siendo limitado. Si Pemex no logra capitalizar esta fase de relativa estabilidad para fortalecer su infraestructura y elevar su productividad, los avances podrían diluirse con rapidez.

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Las reservas petroleras del país se agotan poco a poco. Durante el último sexenio, el país perdió parte importante de sus reservas probadas —es decir, de aquel petróleo que con la tecnología y recursos actuales puede extraerse con certeza—. Sin nuevos descubrimientos, la producción futura dependerá de los mismos yacimientos maduros que hoy sostienen la plataforma nacional. Es decir: a México le urge encontrar más petróleo.

“Entre 2018 y 2024, las reservas petroleras registraron un preocupante descenso, evidenciando la necesidad de estrategias más efectivas en exploración”, señala el Programa Sectorial de Energía (PROSENER), elaborado por la Secretaría de Energía (SENER).

Aunque el gobierno reconoce que es un desafío urgente si se desea mantener la producción en los próximos años, aún no existe una estrategia clara para reactivar las actividades de exploración.

A México le urge encontrar más petróleo, advierte el PROSENER

En el PROSENER subraya que las reservas de hidrocarburos “son un asunto de seguridad energética nacional”, porque constituyen los inventarios que permiten el suministro más inmediato en territorio nacional. Es decir, son el colchón que sostiene la estabilidad energética del país.

“Son la base para garantizar un abasto suficiente para el futuro de la economía nacional y el bienestar social. Por ello, la disponibilidad de reservas es un tema estratégico y forma parte de la planeación energética”, indica el documento.

¿Qué son las reservas petroleras y por qué importan?

Las reservas son uno de los indicadores más sensibles dentro de la industria petrolera: reflejan no solo el potencial del subsuelo, sino el horizonte económico y técnico de una nación productora.

Existen tres categorías: 1P (probadas), 2P (probadas y probables) y 3P (probadas, probables y posibles). Las 1P son las de mayor certeza; las 3P, las que solo tienen un 10% de probabilidad de recuperarse.

Según datos de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos, en 2018 las reservas 1P alcanzaban 8,484 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que en 2024 cayeron a 8,383 millones. En el caso del crudo, la reducción fue de 6,464 a 5,978 millones de barriles.

El gas natural fue la excepción: sus reservas probadas crecieron de 10,022 a 12,297 mil millones de pies cúbicos. Sin embargo, la tendencia general es descendente, y para 2025 no existen cifras actualizadas debido a la desaparición de la CNH.

El plan en papel

El Plan Estratégico de Pemex 2025-2035 contempla una exploración “focalizada y diversificada” para sustituir reservas y garantizar su incremento en el mediano plazo. Sin embargo, lo cierto es que aún no se han definido planes específicos ni mecanismos financieros que impulsen nuevas áreas de exploración.

Aunque la meta es clara —mantener una relación reserva/producción de al menos diez años—, los avances dependen de la información geológica y de la perforación de nuevos pozos en Veracruz, Oaxaca, Chiapas, Tabasco y Campeche.

En el estado de Tamaulipas los trabajos de prospección ya están por comenzar de la mano de Woodside Energy.

El documento indica: “Se continuará la exploración en las asignaciones actuales buscando materializar el potencial remanente”. Es decir, PEMEX pretende seguir explorando campos ya existentes y solicitar nuevas áreas, lo que implicaría reabrir el debate sobre la participación privada en exploración.

Una actividad costosa y de largo plazo

Óscar Ocampo, director de Desarrollo Económico del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), explica que la exploración es una actividad costosa, de largo plazo y con alta incertidumbre. “Si un área no resulta productiva, la inversión se pierde. Si sí lo es, los beneficios dependen del volumen recuperable y la complejidad técnica para extraerlo”, comentó.

Actualmente, los mecanismos vigentes incentivan la producción en campos maduros, donde el riesgo es bajo pero la rentabilidad también. Ocampo advierte que “eso no favorece la restitución de reservas, porque la exploración requiere asumir más riesgo”.

Las rondas petroleras creadas con la reforma energética de 2013 fueron un intento por incentivar esa búsqueda. Sin embargo, desde 2019 están suspendidas, lo que ha limitado los nuevos descubrimientos.

Sin exploración, no hay futuro energético

“Es lógico que haya caído el nivel de reservas porque se redujo la inversión en nuevos proyectos exploratorios”, concluye Ocampo. “Eso implica menos posibilidades de revertir la tendencia a la baja en la plataforma de producción”.

Sin recursos suficientes ni un esquema de colaboración privada definido, a México le urge encontrar más petróleo si quiere mantener su soberanía energética en la próxima década.

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