La producción cayó y la actividad de taladros se hundió. Con exportaciones a la baja, Pemex depende de refinar más… si sus plantas y proveedores responden.
El objetivo político suena redondo: elevar producción hacia 1.8 millones de barriles diarios en 2026 y, a la par, refinar más para depender menos de importaciones. El problema es operativo: con menos taladros, la producción retrocede, los declines naturales pesan y el portafolio de campos necesita capex y servicios que hoy enfrentan fricciones.
Los datos de agosto muestran la tensión. La producción nacional de crudo cayó en términos interanuales y la actividad de perforación se apretó: el número de plataformas en operación en México descendió 43% frente a un año antes (de 49 a 28), principalmente en tierra (de 30 a 15), de acuerdo con recuentos basados en Baker Hughes. La lectura confirma lo que ya se percibe en campo: menos equipos, menos intervenciones, menos completamientos.
A la par, el giro comercial de Pemex recortó la válvula externa. En agosto, la empresa exportó 500,203 b/d, −32% interanual, porque procesó más crudo en casa. Es una apuesta coherente con el discurso de autosuficiencia… pero que amarra el flujo de caja al desempeño del Sistema Nacional de Refinación (SNR). Si las plantas tropiezan —como Dos Bocas en agosto, con caída fuerte en gasolinas y diésel—, el menor ingreso por exportaciones no se compensa con margen doméstico.
La cuesta arriba tiene tres pendientes.
1) Geología y madurez. Una porción relevante de la producción viene de campos maduros con altos declines; sostenerlos exige recobro secundario/terciario, inyecciones y workovers constantes. Con menos taladros, el decline manda. (Análisis basado en series de pozos y recuentos de equipos).
2) Cadena de proveedores. Con deuda elevada y pagos diferidos, los contratistas ajustan cuadrillas y ritmos; cualquier retraso se traduce en menos barriles hoy. La contracción de plataformas obedece a presiones financieras y recortes.
3) Gobernanza del portafolio. El capital compite entre upstream y refinación (Dos Bocas, rehabilitaciones). Cada dólar que no perfora hoy, es un barril que no fluye mañana.
¿Qué mirar en los próximos meses?
- Conteo de taladros y completamientos mensuales: si no repuntan, la meta de 2026 se aleja.
- Curva de producción con y sin condensados: separar ambos para evaluar la tendencia real del crudo.
- Desempeño de refinerías: si el SNR estabiliza carga y rendimientos, el recorte de exportaciones puede tener sentido; si no, erosiona caja.
En este tablero, la coordinación Hacienda–Sener–Pemex es crítica. La reciente estrategia de alivio de deuda busca dar oxígeno para refinanciar y pagar proveedores; pero si ese oxígeno no aterriza en más equipos y horas de perforación, difícilmente se verá en la producción. En el corto plazo, el nearshoring y la demanda eléctrica exigen señales de suministro de gas y petrolíferos consistentes.
La conclusión operativa es sobria: sin más taladros y más eficiencia, los objetivos volumétricos son una cuesta que se empina. Con menos exportación y más dependencia del desempeño del SNR, Pemex necesita ritmo de campo y fiabilidad de planta al mismo tiempo. Hoy, ninguna de las dos curvas luce holgada.
