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.

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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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