Francisco Barnés de Castro, exsubsecretario de Energía y exdirector general del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), advirtió que Pemex modificó en sus últimos informes financieros la forma de registrar las transferencias de crudo entre sus áreas operativas, un mecanismo que, según explicó, permite presentar a Transformación Industrial -donde se encuentra el negocio de refinación- con resultados positivos que no reflejan su desempeño real.
Durante una entrevista con Aristegui en Vivo, el también exrector de la UNAM calificó este manejo como “las cuentas del gran capitán” y explicó que, tradicionalmente, las transferencias de productos entre las distintas áreas de Pemex se registraban a precios comerciales, lo que permitía determinar cuáles generaban valor y cuáles presentaban problemas operativos.
El caso más claro, señaló, era la transferencia del petróleo crudo producido por Pemex Exploración y Producción (PEP) hacia refinación, que anteriormente se contabilizaba a precio de mercado.
“Los últimos meses, los últimos informes lo modificaron para que Pemex le transfiriera el crudo a costo de producción, un costo ni siquiera, que apenas cubría, si acaso llegaba a cubrir los derechos que hay que pagar al Estado. Esto le estaba subsidiando enormemente el crudo a refinación”, explicó.
Barnés sostuvo que esta modificación provocó que el área encargada de producir el petróleo comenzara a registrar fuertes pérdidas, mientras que refinación aparecía contablemente como generadora de utilidades.
Sin embargo, indicó que en el informe más reciente el cambio fue todavía mayor, pues los estados financieros muestran que los únicos ingresos reportados por Exploración y Extracción corresponden a clientes externos, es decir, al crudo enviado a Pemex Comercio Internacional (PMI) para su comercialización fuera del país.
“Quiere decir que todo el gas que le manda a transformación industrial para ser procesado y todo el crudo que manda a ser refinado, se lo manda libre de costo, con valor cero”, afirmó.
De acuerdo con Barnés, Exploración y Extracción paga los impuestos asociados a la producción, además de asumir los costos de extraer el petróleo y ponerlo a disposición de Transformación Industrial, pero “no le cobra un centavo” por el hidrocarburo transferido.
El especialista detalló que, bajo este esquema, el área de procesos industriales reportó un rendimiento después del derecho petrolero y antes de costos financieros de 175 mil millones de pesos.
Sin embargo, estimó en 275 mil millones de pesos el valor de mercado del crudo que recibió esa área. Bajo el criterio utilizado anteriormente por Pemex, explicó, el resultado cambiaría radicalmente.
“Entonces, si lo hubiera hecho las cuentas como acostumbramos a hacerlo, procesos industriales se irían reportando una pérdida de 100 mil millones de pesos. Menos 100 mil millones de pesos”, afirmó.
Barnés cuestionó el objetivo de modificar de esa manera la contabilidad entre las áreas de la petrolera. “¿A quién quieren engañar? ¿Cuál es el propósito? Aparentar que refinación es rentable cuando sabemos que no lo es, que sigue perdiendo dinero a manos llenas”, expresó.
“A pesar de las mejoras que ha habido, que no son suficientes, si hubieran transferido el crudo al precio de mercado, como acostumbramos a hacerlo, el área de procesos industriales está reportando una pérdida operativa de más de 100 mil millones de pesos en este primer semestre”, afirmó.
El exdirector del IMP agregó que esta situación también modifica la lectura sobre la conveniencia económica de procesar el crudo dentro del país en lugar de exportarlo.
Barnés señaló que detectó el cambio al revisar el anexo de los estados financieros donde se desglosan las cuentas de las distintas áreas operativas de Pemex. Según explicó, por primera vez los ingresos de Exploración y Extracción aparecen exclusivamente asociados a clientes externos.
“No hay ningún ingreso por clientes nacionales, por las áreas nacionales, por la transferencia, el valor del gas y del crudo que le transfiere a las áreas de proceso industrial de petróleo mexicano. Se lo está transfiriendo a costo cero para que parezcan con mejores resultados”, sostuvo.
El especialista estimó que la modificación de los criterios para registrar estas operaciones ocurrió en un periodo aproximado de año y medio: primero las transferencias se contabilizaban a precio de mercado, posteriormente a costo de producción y, finalmente, en el último informe revisado, a valor cero.
Consideró que Pemex, la Secretaría de Energía e incluso la Secretaría de Hacienda deberían explicar el cambio, debido a sus posibles implicaciones para las decisiones de política pública y la asignación de recursos.
Faltan por explicar más de 23 millones de barriles
Barnés también abordó las inconsistencias que previamente identificó al comparar las cifras oficiales de producción de petróleo con los volúmenes reportados en los diferentes destinos del crudo.
Explicó que durante todo 2025 desaparecieron de los registros alrededor de 15 millones de barriles, mientras que en los últimos cuatro o cinco años el acumulado alcanzó aproximadamente 60 millones.
Reiteró que ese volumen no puede explicarse mediante variaciones de inventarios, debido a que la capacidad total de almacenamiento disponible para Pemex es inferior a 18 millones de barriles.
El problema se agravó durante 2026. Según las cifras revisadas, en los primeros dos trimestres de 2026 existe un faltante aproximado de más de 23 millones de barriles: alrededor de 10 millones durante el primer trimestre y cerca de 14 millones en el segundo.
Se trata de petróleo que, de acuerdo con las cifras oficiales revisadas, fue producido por Pemex, pero cuyo destino no puede identificarse en los registros correspondientes.
Foto: Archivo Cuartoscuro. Tratamiento: AN (MDS)
El dato amplió el faltante que Barnés había identificado previamente y mantiene abierta la interrogante sobre el destino final de esos hidrocarburos. Calculó que el petróleo cuyo destino no aparece identificado durante el primer semestre tendría un valor comercial de entre mil 800 y mil 900 millones de dólares, equivalentes a alrededor de 32 mil millones de pesos.
Además, planteó que podría tratarse de crudo relativamente ligero y, por tanto, de mayor valor, debido a que ese tipo de petróleo resulta más sencillo de procesar en instalaciones clandestinas. Si bien evitó establecer que ambos fenómenos estén necesariamente relacionados, destacó la coincidencia entre los volúmenes que no aparecen en los balances y la existencia de instalaciones clandestinas que requieren petróleo para operar.
Aristegui Noticias buscó una explicación de la Presidencia de la República, la Secretaría de Energía y Pemex sobre estas discrepancias, mediante una invitación para que funcionarios o especialistas de esas instituciones discutieran las cifras con Barnés, sin que hubiera respuesta.
“Es tan grande el robo y la importación ilegal de combustibles que hemos tenido. Es un robo mayúsculo, vamos, si Segalmex o La Estafa maestra nos sorprendían por la creatividad y la capacidad de robar recursos públicos. Esto es un orden de magnitud mayor, es impresionante el nivel de daño a la economía del país, a la economía de Pemex”, afirmó.
Barnés señaló que una operación de esa escala requeriría la participación o corrupción de distintos actores, incluidos funcionarios, empresarios y organizaciones criminales.
“Al deterioro de la moral de este país, porque tienes que corromper a altos funcionarios si no están participando directamente en la organización de esto, a empresarios, a coludirte con crimen organizado para poder poner en juego una operación de esta magnitud. Es una magnitud impresionante y tiene que salir a la luz tarde o temprano”, apuntó.
Instalaciones clandestinas y origen del crudo
Barnés abundó sobre el hallazgo de instalaciones clandestinas utilizadas para procesar hidrocarburos, y las interrogantes sobre el origen del petróleo que las abastecía y el destino de los productos obtenidos.
Precisó que estas instalaciones no pueden equipararse con una refinería convencional, aunque sí cuentan con capacidad para procesar crudo de manera rudimentaria y con niveles muy bajos de eficiencia: “Ni con mucho una refinería, no se aproxima ni remotamente una refinería, pero sí puede procesar de mala manera. Si tuvieras que comprar crudo para procesar, sería un pésimo negocio, pero si te regalan el crudo…”.
El especialista señaló que, incluso con una operación mucho menos eficiente que la de las refinerías mexicanas, el procesamiento puede convertirse en un negocio rentable cuando quienes operan estas instalaciones obtienen el petróleo sin pagar por él.
Sobre los recientes operativos contra este tipo de instalaciones, agregó que las organizaciones criminales tienen capacidad para infiltrar estructuras de seguridad y planteó la posibilidad de que información sobre los operativos hubiera sido filtrada previamente, lo que podría explicar que no se produjeran detenciones. “Alguien seguramente les hizo llegar la información como suele ocurrir en este país, desafortunadamente”, señaló.
Barnés advierte dependencia crítica del gas de EE.UU.
Además de las inconsistencias en los balances de crudo y los cambios en la contabilidad interna de Pemex, Francisco Barnés de Castro advirtió sobre la creciente dependencia de México de las importaciones de gas natural de Estados Unidos, mientras una parte del combustible producido en territorio nacional se quema a la atmósfera o se destina al autoconsumo de la petrolera.
El exsubsecretario de Energía explicó que durante el primer semestre hubo un ligero incremento en la producción de gas, pero también aumentaron tanto su quema a la atmósfera como el autoconsumo de gas seco por parte de Pemex, por lo que queda cada vez menos combustible disponible para abastecer a terceros.
La situación adquiere mayor relevancia, señaló, debido al peso creciente del gas natural en la matriz energética mexicana y particularmente en la generación eléctrica. Según el especialista, alrededor de 90% del gas que requieren el Sistema Eléctrico Nacional y la industria mexicana proviene del exterior. “Si esto no lo corregimos, tendremos una dependencia cada vez mayor de nuestro vecino país”, afirmó.
Detalló que México sí es un productor relevante de gas, principalmente asociado a la extracción de petróleo, aunque también cuenta con producción de gas no asociado. El problema, sostuvo, radica en que una parte se quema, otra se utiliza de manera poco eficiente dentro de Pemex y sólo una fracción queda disponible para otras actividades económicas.
Agregó que más de 60% de la electricidad del país se genera con gas, mientras que la industria sustituyó desde hace años otros combustibles por gas natural debido a su menor costo, menores emisiones contaminantes y mayor facilidad de manejo.
Esta estructura, advirtió, deja al país expuesto no solamente a decisiones políticas de Estados Unidos, sino también a contingencias climáticas, accidentes o daños en la infraestructura de transporte.
Recordó que una reducción de la producción estadounidense provocada por fenómenos meteorológicos podría limitar nuevamente los envíos a México, como ocurrió anteriormente. A ello se suma, dijo, el riesgo de que un accidente o daño deliberado afecte alguno de los gasoductos. “Podemos paralizar sectores importantes de la economía del país, o el país completo”, advirtió.
Imagen: IA/AN (MDS)
Fracking reduciría la dependencia, pero no daría soberanía energética
En este sentido, respaldó la decisión de la presidenta Claudia Sheinbaum de revisar la posibilidad de utilizar fracturación hidráulica o fracking para incrementar la producción nacional de hidrocarburos, sujeto a evaluaciones económicas, ambientales y estratégicas.
Consideró positivo que el gobierno federal esté dispuesto a revisar posiciones anteriores frente a esta tecnología y sostuvo que el debate debería pasar de discutir exclusivamente las razones para rechazarla a establecer bajo qué condiciones podría utilizarse.
“Me parece que en lugar de seguir discutiendo el por qué no, empezar a discutir el cómo sí, y en el cómo sí es mucho más fácil generar consensos en la sociedad, y avanzar hacia soluciones positivas”, afirmó.
Durante la conferencia matutina de este jueves, la doctora en geofísica Alma América Pórres Luna explicó que una mayor producción nacional permitiría disminuir las importaciones de gas natural, pero no sería suficiente para alcanzar la soberanía energética.
De acuerdo con la especialista, aún aumentando la producción convencional, México llegaría a cubrir alrededor de 49.5% de sus necesidades, por lo que tendría que mantener importaciones y adoptar medidas adicionales para reducir su vulnerabilidad energética.
Tras escuchar el planteamiento, Barnés coincidió en que incrementar la extracción mediante fracking sería solamente una parte de la solución. “Y además hace falta tomar las medidas urgentes, mucho más rápidas, que se pueden tomar para mitigar un poco esta dependencia y mitigar los riesgos”, señaló.
Entre esas medidas, colocó como prioridad reducir la quema de gas a la atmósfera mediante inversiones en infraestructura que permitan aprovechar el combustible que Pemex ya produce. Dijo que las restricciones financieras de la petrolera han provocado que las inversiones se concentren históricamente en actividades relacionadas con el petróleo crudo, debido a que ofrecen una mayor rentabilidad que los proyectos para procesar y aprovechar gas.
Detalló que aproximadamente la mitad del gas producido actualmente en México proviene de campos costa afuera y contiene nitrógeno utilizado para incrementar la recuperación de hidrocarburos en los yacimientos. Cuando la concentración de nitrógeno es elevada, el combustible no puede procesarse directamente en los centros existentes.
Foto: Archivo Reuters
“En lugar de poner las plantas para quitarles el nitrógeno y poderlo aprovechar, lo estamos quemando”, enfatizó.
El especialista identificó además otro factor de vulnerabilidad: México no cuenta con la infraestructura de almacenamiento de gas que permitiría responder a interrupciones en el suministro o aprovechar las variaciones estacionales de precios.
Señaló que Estados Unidos y Europa disponen de sistemas que permiten almacenar gas para enfrentar contingencias. Entre ellos mencionó las cavernas de sal, que pueden proporcionar combustible rápidamente ante una interrupción temporal en los ductos.
México, consideró, tampoco cuenta con suficientes yacimientos destinados al almacenamiento estratégico de largo plazo, que permitirían adquirir gas cuando existe abundancia y los precios son menores para utilizarlo posteriormente durante periodos de mayor demanda: “En México debíamos tener almacenamiento estratégico para guardar el gas barato del verano y sacarlo en el invierno”.
Apuntó que uno de los principales beneficiarios de una infraestructura de este tipo sería la Comisión Federal de Electricidad (CFE), debido a su elevada utilización de gas natural para generar electricidad. Sin embargo, aseguró que la creación de almacenamiento estratégico lleva aproximadamente dos décadas sin concretarse.
Menos perforación pone en riesgo la producción futura de crudo
En su revisión de los resultados de Pemex durante el primer semestre de 2026, identificó señales positivas y negativas en las distintas áreas de operación. Entre las mejoras destacó un incremento en el volumen de crudo procesado respecto del mismo periodo de 2025 y, particularmente, un mejor rendimiento de las refinerías, al obtener una mayor proporción de destilados de alto valor por cada barril procesado y reducir la producción de combustóleo.
No obstante, advirtió que los resultados todavía se encuentran lejos de los niveles alcanzados por la refinería Deer Park, en Texas, mientras que la refinería Olmeca, en Dos Bocas, continúa presentando problemas operativos. Indicó que Deer Park opera a niveles elevados, mientras que la refinería Olmeca volvió a reducir su capacidad de operación durante el último mes analizado.
En producción de crudo, explicó, los resultados se mantienen prácticamente sin cambios respecto del año anterior, pero consideró preocupante la reducción en el número de equipos utilizados para perforar pozos y desarrollar nuevos yacimientos.
“Difícilmente vamos a poder subir los niveles de producción de crudo en el futuro, ni siquiera mantener la producción actual, si no invertimos más en nuevos pozos, en nuevos desarrollos, en exploración de nuevas áreas y en el desarrollo de nuevas áreas”, advirtió.
Alerta por aumento de emisiones contaminantes
En los puntos oscuros se encuentra el desempeño de Pemex en seguridad industrial y protección ambiental. Además de la quema de gas a la atmósfera y, con ella, las emisiones de dióxido de carbono y metano, también alertó sobre el incremento de las emisiones de óxidos de azufre provenientes de las operaciones de Pemex.
“Hoy Pemex emite casi tres veces más de lo que emitía hace 12 años de óxido de azufre a la atmósfera, o procesando mucho menos crudo y mucho menos gas de lo que hacía hace 12 años”, afirmó.
Recordó que Pemex está obligado por la normatividad a atender estas emisiones y que los óxidos de azufre tienen consecuencias tanto para la salud y el medio ambiente como para la infraestructura industrial expuesta a ellos. “Entonces esto es una irresponsabilidad de parte de Petróleos Mexicanos de no atender algo que por norma, por ley, está obligado a atender”, concluyó.