Pemex: cada vez más en modo autocomplaciente

 

                                                  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 cantidad 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 (esto se comprobó con la cancelación de cuatro contratos en discusión entre ellos uno en aguas profundas frente a las costas de Tamaulipas anunciado previamente como asignación). 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, aunque la única cifra  que hasta ahora se conoce son los bonos cubiertos por las empresas privadas por 65 millones de dólares), 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 morderse 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. Estos han señalado que se tiene pendiente de registro facturas de 2024 y 2025, por lo que el monto del adeudo contable es mucho mayor que el registrado en la contabilidad de Pemex.

 

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.