3 de agosto de 2026
Pemex:
cada vez más en modo autocomplaciente
El
pasado 31 de julio de 2026 Pemex presentó la comunidad de negocios sus cifras
preliminares para el segundo trimestre y el primer semestre de 2026, lo cual
como siempre lo hace fue ocasión para mostrar una selección de cifras
favorables, con explicaciones escuetas y evadiendo cualquiera referencia que
revelara algún problema actual para la empresa. Todo ello puede ser quizás una
instrucción de la SENER o de la propia presidenta que no admite que se
presenten versiones que generen dudas sobre el desempeño de las ahora llamadas
“empresas públicas”, aunque corrió al pasado director por evidente
incompetencia en el cargo (como se sabemos era su amigo y colega).
En la
presentación se mencionaron resultados financieros positivos en el periodo del
1º de abril a 30 de junio en cuanto al rendimiento de operación y la utilidad
neta por 18 mil millones de pesos, pero nunca se tocó el resultado del semestre
con una pérdida de 28 mil millones de pesos frente a las utilidades de 16 mil
millones del mismo periodo del año anterior. Esta cifra es muy poco favorable a
las utilidades obtenidas por otras empresas petroleros que se han logrado
beneficiar del notable aumento de los precios del crudo por el conflicto en el
Medio Oriente.
El
aumento de los precios internacionales no ha sido de mayor beneficio en cuanto
a exportaciones a pesar de que se incrementaron 27% entre periodos hasta llegar
en promedio a 80 dólares por barril frente al 63 dólares por barril del año precedente,
ya que estas han disminuido en volumen por decisión de cubrir la demanda de las
plantas de refinación por lo que en valor solo crecieron 1.3% frente a las
ventas internas que lo hicieron en 17.4%. Sin embargo, los ingresos totales
crecieron en 11.3% pero como resultado del aumento del costo de ventas (10%) y
del llamado derecho del bienestar (para estar a modo con el gastado término que
viene desde el pasado gobierno) que se elevó 13% derivó en los resultados
negativos.
En
cuanto a la producción de hidrocarburos líquidos, la cual es el indicador que
siempre se ha utilizado (incluye condensados y la producción de socios) pero
que algún nuevo funcionario siempre atento a magnificar cifras para quedar bien
con sus superiores ha sugerido agregar una nueva medición (suma del petróleo crudo, condensado y gas seco) que no
me meto a considerar ahora, esta creció ligeramente en 2%, ya que los proyectos
en curso no la van a modificar sustancialmente en el corto plazo (la producción
viene principalmente de los viejos campos (Cantarell y Ku- Maloob Zaap en aguas
someras) y de algunos nuevos (Ixachi, Bakte, Tupilco profundo en Tabasco y
Quesqui en Veracruz). Estos últimos campos, con muchos otros (más de 30), se
esperaba por sus proyecciones optimistas que cambiarían las tendencias
decrecientes de la producción, pero ello no sucedió dado su repentino declino. Esta caída está detrás de una menor cantitdad de pozos en operación, 1.9% registrada en el periodo. El aumento de la producción es incierto, ya que la recuperación secundaria será
limitada, la de aguas profundas no tiene interesados (la única empresa que se
decía interesada en el desarrollo de Lakach ya arrojó la toalla por no ser
rentable y lo complejo de la perforación) y el fracking no ha convencido
todavía a muchos ambientalistas cercanos al gobierno, pero todo parece que
sería limitado a una cierta área para probar resultados.
Los
llamados “contratos mixtos” que son la gran innovación de la reforma
energética, sustituyendo a las llamadas rondas petroleras del pasado, no han
despejado por diferencias en cuanto a los lineamientos que contiene la
normatividad y las necesidades que manifiestan los interesados. Las cifras que
se conocen mencionan 9 contratos firmados con empresas pequeñas de origen
nacional (salvo una que corresponde a una filial del Grupo Carso donde se ha
mencionado que se cubrió un adeudo de Pemex con dicha empresa) para explotar
asignaciones que contienen bajas reservas (tres asignaciones se modificaron
para cumplir los requerimientos de los contratistas: Rabasa, San Román y 5
presidentes. Las inversiones que se han mencionado por parte de un nuevo
funcionario no resultan muy confiables (120 mil millones de pesos en 2026), ya
que generalmente son cifras que buscan proyectar la idea de que estos
instrumentos han sido un éxito. Además, son contratos con vigencia de entre 15
y 20 años por lo que los recursos se materializarán a lo largo del periodo
siempre y cuando los resultados sean los esperados. Esto ya se vio en las
rondas petroleras cuando se mencionaban miles de millones de dólares de
inversiones que luego no se materializaban, por lo que la secretaria de la SENER
se deberá morder la lengua cuando se traiga a colación los números de los
famosos contratos.
En
cuanto al proceso de crudo (refinación), cuando menos en este segmento se tiene
en cuanto a volúmenes producidos resultados positivos, ya que se mencionó un
avance de 12.3% y una cifra similar en petrolíferos destacando la producción de
diésel, gasolinas automotrices y turbosina. Sin embargo, estas producciones no
han frenado las importaciones de gasolinas automotrices, diésel o turbosina que
realiza la empresa. Además, no está por demás señalar que las importaciones son
mayores (el año pasado fueron por alrededor de 150 mil barriles de gasolina) si
consideramos las realizadas por los privados, por lo que la llamada
“autosuficiencia energética” está lejos de lograrse en combustibles
automotrices.
Por
otra parte, se mencionó la producción de gas (con nitrógeno), la cual se incrementó
en 9.4% aunque se continuó importando volúmenes cuantiosos ya sea por la
empresa, CFE o por los privados de Texas. El año pasado de las importaciones
totales Pemex realizó el 12.7% y el resto el 87% para cubrir la creciente
demanda interna. Los pronósticos indican una mayor importación durante los próximos años por falta de proyectos de producción y una limitada capacidad de almacenamiento (el 75% del consumo nacional proviene actualmente de importaciones). La mayor producción de
gas según los expertos podría lograrse con mayor gasto en infraestructura para
evitar la quema y el venteo del gas de los yacimientos, pero no hay recursos
para realizar tales inversiones. Por otro lado, en Texas el gas abunda, es más
barato y se tienen los gasoductos para traerlos sin mayor costo al país. La
dependencia (para explicarles a los “soberanistas” que tienen el oído del
gobierno) es de los dos lados, tanto de Texas dado que resultamos ser su
principal mercado de venta como para nosotros que nos conviene adquirirlos por
sus menores costos frente a las inversiones y al procesamiento interno que se
tendría que hacer para abastecerlo localmente (cuando no se tiene dinero para
ello).
La
reforma energética en cuanto a la reestructuración de la empresa significó que
las subsidiarias se convirtieron en direcciones administrativas, por lo que
dejaron de tener la obligación contable de registrar estados financieros
dictaminados además de que dejó de estar
vigente la prohibición de manipular precios de transferencia entre ellas, lo
que ha permitido que hayan desparecido las cuantiosas pérdidas del área de
operaciones industriales (antes transformación industrial) mientras que áreas
como extracción y explotación (proporciona el crudo) y logística (servicios de
almacenamiento y transporte incluyendo cobertura del robo de combustible) que
tenían antes utilidades ya no las tengan. Esto resulta todavía más sospechoso,
ya que operaciones industriales incluye, según el nuevo estatuto, las
refinerías, los complejos petroquímicos y el área de fertilizantes que han
registrado siempre pérdidas en su operación. Además, cabe señalar que la
eficiencia de las refinerías (y sus malos resultados) no es un problema menor,
sino que está ligado a la dieta con la que tiene que trabajar (crudo pesado
cuando sus instalaciones son para crudo ligero), lo que lleva a frecuentes
paros, a la necesidad de un continuo mantenimiento (que no se da por falta de
recursos) y a que sus capacidades de utilización estén por debajo de sus
contrapartes en los Estados Unidos. Por último, en este tema se incluyó una referencia
a la nueva refinería Olmeca que de acuerdo con las cifras de la empresa produjo
en promedio 172 mil barriles diarios al cierre del periodo (la producción cayó
en junio a 141 mil barriles) frente a una capacidad teórica de 340 mil barriles
por múltiples fallas de diseño (la dirección de la construcción se dio a un
grupo de ingenieros que nunca había construido una refinería) que no se han
podido resolver y que ha elevado el costo de construcción y operación (Tula
está produciendo más que la nueva refinería)
En la
presentación se incluyeron datos sobre el Capex (capital expenditure) o
inversión capitalizable como muestra de que la empresa está invirtiendo a mayor
rimo que antes, lo cual lo desmienten las cifras de los años anteriores. El
Capex registrado en 2025 fue de 141 mil millones de pesos mientras que el que
se mencionó para el primer semestre fue de 72 mil millones de pesos, lo que
hace difícil suponer que se alcance la cifra al cierre de este año. Por otro
lado, las cifras que reporta la SHCP sobre Pemex señalan que la inversión
física de la empresa cayó en 27.3% en el periodo de enero a junio de 2026. Los
recursos que se dice complementarán los que presupuestalmente asignó Pemex a la
inversión es muy poco probable que se materialicen, ya sea los señalados que
llegarían vía contratos como los provenientes de ahorros en otras áreas (se
mencionó el costo financiero, pero bajó muy poco). Esta menor inversión va a
afectar la producción de la empresa en los próximos años, ya sea en sus
operaciones normales como en los nuevos proyectos.
En el
evento citado se señaló el monto pagado a los proveedores en el periodo, un
motivo de reclamos de las empresas privadas nacionales y extranjeras que las ha
llevado a cierres o creciente endeudamiento para seguir operando. La empresa
mencionó que está pagando ya sea con recursos propios o con el programa de
Banobras que utilizó recursos por 250 mil millones de pesos para cubrir
trabajos realizados en 2025 (este ya se agotó).
En las cifras que acompañan la presentación se registró una reducción de
14% del adeudo cuyo monto continúa elevado: 374 mil millones de pesos al cierre
del periodo. El gobierno, por el momento, según se tiene conocimiento no ha
mencionado un nuevo programa para el pago de proveedores, por lo que existe una
preocupación de los proveedores de dónde provendrán los recursos para cubrir
los pagos pendientes.
En la
parte positiva se mencionó que el saldo de la deuda financiera ha venido
disminuyendo, ya que alcanzó en el periodo los 77 mil millones de dólares, es
decir, 8 mil dólares menos que la cifra precedente además de que la deuda de
corto plazo se está reduciendo. Sin embargo, no se mencionó que el gobierno ha
apoyado a la empresa con 100 mil millones de pesos para dicho pago y que se
asignaron presupuestalmente recursos para el resto del año (en total 263 mil
millones de pesos). En la presentación los funcionarios se mostraron evasivos
sobre los recursos con los que se contarán en 2027 para cubrir compromisos
financieros dado que se está elaborando el nuevo presupuesto, aunque el
gobierno manifestó ya desde inicio del año que en 2027 la empresa deberá cubrir
sus pagos con recursos propios, lo cual es altamente improbable. En el perfil de vencimiento presentado se estima
un adeudo de 7 mil millones de dólares este año y de 4.7 mil millones de
dólares por cubrir en 2027.
En la
presentación se elevaron los elogios al reciente acuerdo entre Petrobras y
Pemex que tiene como puntos centrales cooperar en la evaluación de proyectos en
toda la cadena de valor y aprovechar las capacidades para la exploración y
operaciones offshore de alta complejidad y procesos industriales, pero ante las
altas expectativas de este acuerdo habrá que tener muy en cuenta que la
brasileña es una empresa que se mueve a basa de rentabilidad y no en consideraciones ideológicas, que son
las que han llevado a la toma de decisiones en algunos de los proyectos de
Pemex, basados en la llamada “soberanía energética” o la “autosuficiencia
energética” donde la rentabilidad pasa a un segundo lugar. Por ello, habrá que
esperar qué intereses hacen coincidir a ambas empresas, ya que existen
múltiples acuerdos que nunca se han concretizado en nada relevante.
Finalmente,
es de todos conocido los múltiples accidentes que se han tenido en algunas
refinerías (Olmeca, Salina Cruz, Salamanca) y en campos en aguas someras debido
ya sea a problemas de mantenimiento y/o a fallas técnicas desde inicio del año,
todo lo cual se refleja en el aumento de los índices de frecuencia y de
gravedad que se registran en las cifras presentadas al cierre del primer
semestre. Esto debería ser de la mayor preocupación para la empresa, pues tiene
que ver con la seguridad del recurso humano y con los costos de los seguros que
se pagan cada año que aducen a pesar de las pláticas que se tienen poco avance
en los controles de seguridad que maneja la empresa en sus instalaciones.
