Petróleos Mexicanos (Pemex) registró durante el primer semestre de 2026 una mejora en el procesamiento de crudo y la producción de combustibles, pero mantuvo bajos niveles de perforación, redujo el número de pozos en operación y presentó deterioros en indicadores ambientales y de seguridad industrial, además de un faltante en sus balances equivalente a 23.3 millones de barriles de crudo, de acuerdo con un análisis del doctor Francisco J. Barnés de Castro publicado en la revista Energía a Debate.
El estudio, titulado Resultados de Pemex 2026-II. Primera parte – Resultados operativos, fue elaborado a partir de los informes de resultados de Pemex correspondientes al segundo trimestre de los años 2011 a 2026.
Barnés también utilizó el Sistema de Información Energética de la Secretaría de Energía (Sener) para verificar cifras que, señaló, fueron modificadas posteriormente por la petrolera.
El exsubsecretario de Energía, exdirector general del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y exrector de la UNAM, señaló que las principales desviaciones en el balance de crudo se presentaron entre 2010 y 2015 y nuevamente entre 2024 y 2026. Sobre el primer periodo, recordó que un análisis de Pemex realizado en aquella época atribuyó las diferencias a la presencia de agua congénita que había aparecido en Cantarell.
Para los años recientes, el especialista considera difícil explicar las diferencias únicamente mediante variaciones de inventarios.
“La capacidad total de almacenamiento de crudo de Pemex a disposición tanto de Exploración Producción como de Transformación Industrial es menor a 18-19 MMb y el faltante de 2026-II es de 23.3 MMb”, expuso.
El balance elaborado por Barnés arroja para el primer trimestre de 2026 un faltante promedio de 106 mil barriles diarios, equivalente a 9.6 millones de barriles. Para el segundo trimestre, la diferencia aumentó a 151 mil barriles diarios, equivalentes a 13.8 millones.
En conjunto, el faltante calculado para el primer semestre asciende a 23.3 millones de barriles de crudo.
A partir del precio promedio de 80.16 dólares por barril de la mezcla mexicana de exportación durante el semestre, Barnés estimó en 1,870 millones de dólares el valor del petróleo faltante en los balances de Pemex.
Diferencias en los balances de gasolina, turbosina y diésel
El comportamiento no es igual para todos los combustibles. En el caso de la gasolina, el análisis señala que, salvo dos periodos relativamente breves, los desbalances observados no son suficientemente grandes y pueden explicarse por variaciones en los inventarios.
No obstante, consideró “muy probable” que se haya registrado un robo importante de gasolina de los poliductos de Pemex durante los periodos 2014-2015 y 2017-2018.
Para la turbosina, las desviaciones son mucho menores. Incluso en los años con los faltantes más elevados, el especialista sostiene que las diferencias pueden responder simplemente a variaciones de inventarios.
El diésel presenta un panorama diferente. Los desbalances son “muy apreciables” a lo largo de prácticamente todo el periodo estudiado, aun suponiendo un autoconsumo de Pemex de cinco mil barriles diarios.
Como referencias, Barnés señala que el autoconsumo de Petrobras se estima entre cuatro mil y cinco mil barriles diarios, mientras que Ferromex, al que identifica como el mayor consumidor nacional de diésel, utiliza entre 10 mil y 12 mil barriles diarios.
Las diferencias en el balance de diésel registraron una caída continua entre 2018 y 2022, repuntaron fuertemente durante 2023 y 2024 y volvieron a disminuir a partir de 2025.
Pemex reporta pérdidas por sustracción de combustibles
El análisis también revisa las pérdidas financieras que Pemex atribuye a la sustracción de combustibles. Señala que los estados financieros auditados de la petrolera contienen una nota según la cual la estimación del impacto financiero se basa en los cálculos de Pemex Logística sobre el robo de combustibles en sus poliductos.
La gráfica presentada en el estudio ubica las pérdidas reportadas en 16 mil 902 millones de pesos en 2019; 2 mil 742 millones en 2020; mil 676 millones en 2021; 2 mil 916 millones en 2022; 8 mil 633 millones en 2023; 11 mil 610 millones en 2024; 9 mil 581 millones en 2025; 13 mil 122 millones en el primer trimestre de 2026, y 12 mil 992 millones en el segundo trimestre de este año.
Barnés advierte, sin embargo, que no existe claridad sobre si el dato correspondiente a 2026 incorpora también una estimación del impacto derivado del eventual robo de petróleo crudo.
“No está claro si el dato de 2026 incluye también el estimado del impacto por el robo de crudo, aunque lo más probable es que no sea así”, señaló.
Aumenta el procesamiento de crudo
El número de nuevos pozos terminados aumentó frente al año anterior, aunque se mantiene en niveles reducidos respecto de años previos. El número promedio de pozos en operación continuó disminuyendo y alcanzó la cifra más baja de todo el periodo analizado.
En cuanto a los equipos de perforación, su número permaneció sin cambios frente al año anterior. Sin embargo, hubo una modificación en su distribución: aumentaron los equipos destinados al desarrollo de campos y disminuyeron todavía más los dedicados a exploración.
Pese a estos indicadores, la producción de crudo se mantuvo prácticamente sin cambios respecto del primer semestre de 2025, mientras que la producción de condensados aumentó en 31 mil barriles diarios.
Uno de los principales avances se presentó en el Sistema Nacional de Refinación (SNR). El procesamiento de crudo aumentó en 117 mil barriles diarios entre el primer semestre de 2025 y el mismo periodo de 2026, equivalente a un crecimiento de 11%.
No obstante, Barnés advirtió que, pese a la incorporación de la refinería Olmeca, en Dos Bocas, el nivel de procesamiento alcanzado durante los primeros seis meses de 2026 todavía se encontraba por debajo de los registros históricos mostrados en su análisis. En concreto, lo situó en apenas 85% del nivel alcanzado en el periodo de referencia señalado en el documento.
El incremento en la refinación se tradujo en una mayor producción de destilados, que avanzó 24% frente al primer semestre de 2025. La producción de gasolina aumentó 16%; la de turbosina, 14%, y la de diésel, 41%.
También mejoró el rendimiento del sistema: los destilados obtenidos por cada barril de crudo procesado pasaron de representar 58% a 64%.
En sentido contrario, la producción de combustóleo disminuyó de 231 mil a 176 mil barriles diarios. Su rendimiento respecto del crudo procesado cayó de 24% a 16%, lo que apunta a una mayor proporción de productos de mayor valor dentro de la producción de las refinerías.
Deer Park mantiene mayor rendimiento que el SNR
El análisis compara además los resultados del SNR con los de la refinería de Deer Park, en Texas. Durante el periodo analizado,la refinería propiedad de Pemex en territorio estadounidense registró un rendimiento de destilados de 83%, mientras que Dos Bocas alcanzó 78% y el resto del Sistema Nacional de Refinación, sin considerar la nueva refinería, se ubicó en 61.5%.
En términos de productos, el SNR sin Dos Bocas procesó 902 mil barriles diarios de crudo y produjo 305 mil de gasolina, 49 mil de turbosina, 201 mil de diésel y 176 mil de combustóleo.
Dos Bocas procesó 172 mil barriles diarios y produjo 65 mil de gasolina y 69 mil de diésel. Su rendimiento por barril procesado fue de 38% para gasolina y 40% para diésel.
Deer Park, por su parte, procesó 353 mil barriles diarios, con una producción de 141 mil de gasolina, 34 mil de turbosina, 118 mil de diésel y apenas mil barriles diarios de combustóleo.
Así, aunque Deer Park procesó un volumen equivalente a 33% del crudo procesado por el SNR, produjo un volumen equivalente a 38% de la gasolina, 69% de la turbosina y 44% del diésel generado por el sistema mexicano.
Exportaciones de crudo caen 28%
La mayor utilización de crudo en las refinerías mexicanas coincidió con una reducción de las exportaciones. Las ventas externas de petróleo crudo disminuyeron 28%, al pasar de 653 mil barriles diarios durante el primer semestre de 2025 a 453 mil en el mismo periodo de 2026.
Las exportaciones de combustóleo también bajaron, de 156 mil a 95 mil barriles diarios, en línea con la caída de su producción.
Barnés destacó además un incremento de las exportaciones de diésel. Mientras que en el primer semestre de 2025 se exportaron cuatro mil barriles diarios, durante los primeros seis meses de 2026 el volumen llegó a 30 mil barriles diarios. El especialista añadió en su análisis que esos envíos fueron “seguramente a Cuba”.
Producción de gas aumenta, pero también su quema
La producción de gas natural libre de nitrógeno aumentó en 419 millones de pies cúbicos diarios, equivalente a 12%, respecto del primer semestre de 2025.
Sin embargo, el desempeño estuvo acompañado por un incremento considerable del gas enviado a la atmósfera. El volumen reportado aumentó en 33 millones de pies cúbicos diarios, 89% más que un año antes, y representó 14% del total del gas producido y 27% del gas asociado.
Barnés hizo una precisión sobre las cifras reportadas por Pemex: el envío de gas a la atmósfera informado por la empresa corresponde únicamente al gas asociado, pues, según el especialista, no está obligada a reportar el gas no asociado quemado.
“Pemex, por falta de infraestructura para su procesamiento, quema a la atmósfera un importante porcentaje del gas no asociado, que no mide ni reporta”, señaló.
Foto: Archivo Reuters
Al considerar la producción de gas natural con nitrógeno, el aumento fue de 424 millones de pies cúbicos diarios, 9% frente al primer semestre de 2025.
En contraste, el volumen procesado permaneció prácticamente en el mismo nivel, mientras que el gas consumido por Pemex o enviado a quemadores creció en 387 millones de pies cúbicos diarios, equivalente a 14%.
La producción de gas seco aumentó en 76 millones de pies cúbicos diarios, 4.5% respecto del año anterior. Sin embargo, las ventas disminuyeron en 115 millones de pies cúbicos diarios, 9%, mientras que el autoconsumo de Pemex aumentó en 134 millones, 10%.
Barnés atribuyó esta dinámica a que la petrolera utiliza internamente la mayor parte del gas seco que produce. “Pemex consume la mayoría del gas seco que produce, razón por la cual, la gran mayoría del gas utilizado en el país por CFE y por la industria nacional es gas importado”, expuso.
Emisiones y accidentes aumentan
El análisis identifica un deterioro en diversos indicadores ambientales durante el primer semestre. Las emisiones de óxidos de azufre (SOx) aumentaron en 81 mil toneladas, equivalente a 12.5% respecto del mismo periodo de 2025.
Las emisiones de dióxido de carbono equivalente (CO2e) aumentaron 16%, mientras que el aprovechamiento de gas en los procesos de Pemex Exploración y Producción (PEP) se redujo 4.8%.
El reuso de agua como proporción del consumo total disminuyó, a su vez, 9.6%. También empeoraron los indicadores de seguridad industrial. El índice de frecuencia de accidentes, medido como el número de accidentes incapacitantes por cada millón de horas-hombre de exposición al riesgo, aumentó 45%.
El índice de gravedad, que contabiliza los días perdidos por cada millón de horas-hombre de exposición al riesgo, se incrementó 85%.
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