Pemex pierde ingresos millonarios con el petróleo caro y sus exportaciones en mínimos

Para las grandes petroleras integradas, el escenario se ha traducido en mayores ganancias. ExxonMobil reportó una utilidad de 14,525 millones de dólares en el segundo trimestre de 2026, frente a 7,100 millones de dólares un año antes, mientras que Chevron obtuvo 12,100 millones de dólares, frente a 2,400 millones en el mismo periodo de 2025.

Pemex, en cambio, tiene poco petróleo adicional para colocar en un mercado que está pagando más por él.

La producción de crudo de la petrolera cayó en agosto a 1.33 millones de barriles diarios, 2.7% menos que los 1.37 millones de barriles diarios registrados en el mismo mes de 2025. Es el volumen mensual más bajo de toda la serie estadística de Pemex, que comienza en 1990.

Y el menor volumen producido coincide con una reducción de las ventas al exterior. En agosto, Pemex exportó apenas 275,737 barriles diarios de crudo, frente a alrededor de 450,000 barriles diarios en julio. El valor de las exportaciones cayó a 626.9 millones de dólares, desde 1,052.6 millones un mes antes, de acuerdo con los datos de la petrolera.

El crudo tiene otro destino: la refinación

La reducción de las exportaciones no es únicamente consecuencia de la caída productiva. Forma parte de una estrategia que comenzó en la administración anterior y que busca mantener una mayor proporción del petróleo dentro del país para procesarlo en las refinerías de Pemex.

La lógica económica detrás de esta decisión es distinta a la de simplemente vender crudo. Si los productos refinados, particularmente el diésel, tienen mayores incrementos de precio y mejores márgenes que el petróleo, transformar el barril en México puede generar más valor que exportarlo.

Javier Verdugo, analista de investigación, combustibles y refinación, explicó que la decisión depende de si el objetivo es maximizar el ingreso por la venta del crudo o aprovechar el valor de los productos que se obtienen después de procesarlo.

“Depende a quien se lo preguntes y del resultado que se busca. Si te quieres basar en lo económico o en la disponibilidad; sin embargo, se mencionaba que a nivel global han subido más los precios de diésel y los productos refinados que del crudo en sí, en un caso de una desconexión económica”, dijo a Expansión en el foro México 2026 Market Briefing, organizado por S&P Global Energy.

“Vemos que el crudo ha subido, pero los productos refinados han subido más, y en ese contexto puede ser más conveniente producir en las refinerías domésticamente”, añadió.

Ese razonamiento también tiene una implicación para las finanzas públicas. Destinar más crudo al Sistema Nacional de Refinación puede ayudar a reducir la necesidad de importar combustibles y, con ello, disminuir la exposición del país a los precios internacionales de gasolinas y diésel.

Pero para que esa estrategia funcione, Pemex necesita que sus refinerías puedan transformar ese petróleo de manera eficiente y que el valor obtenido de los productos compense lo que deja de recibir por exportar el crudo. Sin embargo, la empresa enfrenta retos operativos en su sistema de refinación, además de una infraestructura que requiere inversiones para elevar su capacidad y confiabilidad.

En agosto, Pemex reportó un incremento en el volumen enviado al Sistema Nacional de Refinación, que procesó 15% más crudo que en el mismo mes de 2025. La empresa también informó que la producción de petrolíferos aumentó 22%, mientras que la de gasolinas y diésel creció 23% y 49%, respectivamente.

Más barriles requieren más inversión

Pemex necesita desarrollar nuevos campos y detener la declinación de los que actualmente sostienen su plataforma.

Carlos Pascual, vicepresidente senior y director de geopolítica y asuntos internacionales de S&P Global Energy, señala que el problema combina la necesidad de invertir con la elevada deuda de la petrolera.

“El reto para Pemex es que tiene que seguir invirtiendo mientras tiene una deuda alta. Y las compañías internacionales son las que traen el capital y las compañías nacionales están compitiendo para atraer esos beneficios de inversión para desarrollar más campos”, dijo a Expansión.

Alma América Porres, experta en exploración y producción, ubica parte del problema en la estructura de los yacimientos que actualmente sostienen la producción. Los campos maduros ya no tienen capacidad para elevar sus volúmenes y todavía no se incorporan nuevas reservas en una escala suficiente para compensar esa declinación.

“Depende de los yacimientos maduros y mientras no exista una incorporación de reservas, sobre todo de los dos campos que estamos esperando que es Trión y Zama, pues no habrá incorporación ni aumento importante de la producción”, aseguró.

Quesqui e Ixachi, que habían contribuido a sostener la producción de hidrocarburos líquidos, incluidos los condensados, también se encuentran en declinación.

“La declinación seguirá mientras no exista una incorporación efectiva de producción por parte de nuevos campos”, añadió Porres.

Los contratos mixtos forman parte de la estrategia de Pemex para tratar de incorporar producción incremental. El plan contempla 21 contratos, pero al cierre del segundo trimestre solo nueve habían sido firmados y cuatro registraban avances operativos, de acuerdo con información de la propia empresa.

Porres considera que estos proyectos no aportarán en el corto plazo un volumen suficiente para cambiar la trayectoria de la producción.

“No va a ser significativa la producción para poder cambiar la tendencia que tenemos de declinación, va a ser la incorporación de los dos campos (Zama y Trión) los que sí puedan abonar”, apuntó.

La estrategia de llevarlo a las refinerías puede tener sentido económico si los productos refinados ofrecen mayores márgenes y permiten reducir importaciones. Pero al mismo tiempo, la caída de la producción reduce el volumen que puede destinarse tanto a exportación como a refinación.