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El impulso a la refinación trajo más costos que flujos. Margen estrecho, sobrecostos y cuellos operativos convierten el negocio en riesgo estructural para Pemex y las finanzas públicas.
En teoría, refinar más crudo en casa debía blindar a México de la volatilidad externa, bajar importaciones y fortalecer sus finanzas. En la práctica, la apuesta por la refinación se ha convertido en un talón de Aquiles financiero para Pemex: márgenes variables estrechos, sobrecostos en proyectos clave, paros intermitentes y un historial de pérdidas acumuladas en la división que no cede.
De 2019 a 2023, Pemex Transformación Industrial (TRI) acumuló pérdidas por 784,294 millones de pesos y operó con margen bruto negativo (-9.6%), es decir, por cada 100 dólares de ingresos perdió 9.6 dólares antes de gastos administrativos y financieros. Eso no es una racha, es una estructura.
Quienes defienden “refinar por soberanía” suelen apuntar a la recuperación reciente del procesamiento y a repuntes puntuales del margen. Es cierto que en 2025 el margen variable del Sistema Nacional de Refinación fue de 3.12 dólares por barril en 1T25 y 4.40 dólares en 2T25; mejor frente a 2024, pero aún un colchón exiguo que no cubre costos fijos, depreciación, mantenimiento diferido ni pasivo ambiental. Un margen variable positivo no equivale a rentabilidad neta: si los costos fijos y financieros siguen pesando, la caja se erosiona igual.
El caso Dos Bocas (Olmeca) ilustra el desbalance entre promesas y ejecución. El costo estimado del proyecto rebasó los 20,000 millones de dólares y, a mediados de 2025, la planta aún no operaba a su capacidad de 340,000 barriles diarios. Hubo arranques parciales, paros y una producción que llegó a ~100,000 b/d, muy lejos del régimen estable. Con un CAPEX de esa magnitud, cada mes sin plena operación diluye el retorno y tensiona las finanzas.
La fotografía financiera global de Pemex agrega presión. Tras un 4T24 con pérdida neta de 190,500 millones de pesos (~9.1 mil millones de dólares), la empresa siguió resentida por menores ventas y mayores costos en 1T25. El tamaño de la deuda —que el gobierno intenta reconducir con recompras y alivios fiscales— obliga a que cualquier división, especialmente la de refinación, aporte caja o al menos no consuma más de la que genera. Apostar por un negocio con rentabilidad esquiva es apostar contra el balance.
Tampoco ayuda la estrategia de desplazar exportaciones para alimentar refinerías. En agosto de 2025, Pemex redujo exportaciones de crudo 32% interanual, en buena medida por mayor proceso doméstico. Ese crudo que ya no se vende afuera debe transformarse con eficiencia para no convertirse en barriles “caros” dentro de plantas con cuellos operativos. Si el margen neto no compensa, la caja sufre doble: menos ingresos por exportación y más gasto en refinar.
¿Dónde están los “agujeros” de valor? Primero, en la calidad del barril y los rendimientos: por años, el SNR cargó altas proporciones de combustóleo, un subproducto de bajo valor cuyo manejo encarece logística y castiga márgenes. Pemex reportó que en 1T25 mejoró el rendimiento de destilados y redujo 25% el fuel oil vs. 1T24, una señal en la dirección correcta… pero insuficiente si no se sostiene con operación estable, paros controlados y mantenimiento oportuno. El negocio de refinación es de disciplina quirúrgica: cada desviación técnica se convierte en punto de margen perdido.
Segundo, en el costo del tiempo. Dos Bocas —y, en menor medida, las rehabilitaciones— han absorbido capitales colosales. Cada mes de retraso sin capacidad plenamente utilizable implica costo financiero y oportunidad: ese dinero pudo ir a campos con retorno rápido, a reducción de pasivos o a mejoras logísticas (almacenamiento, ductos) que abaratan toda la cadena. Con una curva global de refinación que se reconfigura —Norteamérica con sobreoferta estacional, Asia con megacomplejos integrados—, entrar tarde y caro reduce opciones comerciales.
Tercero, en la paradoja del sustituto. Aunque el discurso oficial presume menos importaciones, la realidad comercial no se elimina: la geografía, la estacionalidad y la especificación de combustibles (ULSD, RBOB, etc.) obligan a intercambios. Ya se han documentado embarques de diésel UBA desde Olmeca al exterior por restricciones de distribución interna; cuando producir no significa colocar con margen, el beneficio neto se diluye. En refinación, vender al cliente equivocado o a la región equivocada es perder dinero con plantas encendidas.
Cuarto, en la asimetría regulatoria/fiscal. El negocio compite contra importaciones que, en ciertos momentos, llegan con logística ágil y arbitrajes favorables. Si la compañía no ajusta paradas mayores, inventarios críticos y contratos de crudo al pulso de mercado, queda expuesta a comprar caro, refinar caro y vender con descuento.
¿Qué haría un CFO implacable? Tres movimientos. (1) Portafolio y secuencia. Priorizar corridas que maximicen destilados de alto valor y minimizar fuel oil, ajustando slates y hidrogenación; postergar lo que no sume margen neto inmediato. (2) Paradas y confiabilidad. Ejecutar un plan de mantenimientos con objetivos trimestrales de factor de utilización y disponibilidad por sitio, ligados a bonos gerenciales. (3) Transparencia de margen. Publicar margen de refinación neto por refinería (no solo variable), con desglose de costos fijos, energía, hidrógeno, catalizadores y logística. Si el contribuyente financia, el contribuyente merece ver qué gana cada planta.
El gobierno ha dicho que pretende reducir apoyos a Pemex hacia 2027 y que la reciente recompra de deuda aliviará vencimientos. Para que esa estrategia no sea solo aire, la refinación debe dejar de restar. Refinar más solo conviene si se refina mejor: con ingeniería, disciplina y métricas que no perdonen la opacidad. Mientras eso no ocurra, el negocio seguirá siendo un peligro para las finanzas de la empresa… y, por extensión, del país.
