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Con reservas 1P en descenso y producción estancada, Pemex envía más crudo a refinar y recurre a importaciones de crudo ligero, presionando caja y deuda.
Durante años, Pemex pudo “compensar” sus problemas financieros con una realidad geológica favorable, todavía había barriles suficientes para sostener la plataforma, exportar una parte relevante y usar ese flujo en dólares como amortiguador. Ese colchón se está adelgazando. Y cuando bajan las reservas, el golpe no se queda únicamente en el subsuelo, se siente en la logística, en la refinación, en el comercio exterior y, sobre todo, en la liquidez.
El dato duro es claro, las reservas probadas (1P) de aceite bajaron de 6,464 millones de barriles en 2018 a 5,978 millones en 2024, según cifras oficiales de SENER. Ese descenso puede parecer “manejable” en el papel, pero tiene una consecuencia práctica: reduce el horizonte de producción y estrecha el margen de maniobra para decidir qué barriles van a exportación, cuáles se mandan a refinar y cuáles se reservan para sostener metas políticas de “autosuficiencia”.
La caída de reservas ocurre con una producción que no despega. Pemex reportó en al tercer trimestre del 2025 una producción promedio de 1.65 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos, en un contexto donde la propia empresa reconoce retos por la maduración de campos estratégicos. En paralelo, diversos reportes de mercado han documentado que los objetivos de estabilizar y elevar producción enfrentan fricciones operativas, ya que hay menos pozos en operación, menor actividad de terminación, etc.
¿Cuál es el resultado? Pemex tiene que repartir un “pastel” más chico entre tres necesidades simultáneas:
- Refinar más (por política de sustitución de importaciones),
- Exportar lo suficiente para mantener flujo en divisas,
- Cumplir con compromisos internos (presupuesto, deuda, proveedores, inversión mínima).
Cuando la cobija no alcanza, se empieza a jalar de un lado… y se destapa el otro.
Aquí entra el segundo fenómeno: Pemex está procesando más crudo localmente y exportando menos. Reuters las exportaciones de crudo han caído a niveles mínimos de décadas en 2025, precisamente mientras aumenta el envío de barriles al sistema de refinación y en el arranque de la refinería de Dos Bocas.
El problema es que, con reservas a la baja y producción limitada, sostener mayores corridas de refinación puede empujar a Pemex a buscar barriles “complementarios”, es decir crudos más ligeros o corrientes que ayuden a estabilizar mezclas, optimizar rendimientos de destilados (gasolina/diésel) y mantener unidades operando dentro de parámetros técnicos. Pemex ya había planteado históricamente la importación de crudo ligero como una vía para elevar la producción de combustibles.
Mucho ojo, esto no es “capricho”. Es química de refinería. Si tu dieta de crudos se vuelve más pesada, más variable o menos disponible, el costo de producir gasolina y diésel competitivos aumenta, y la operación se vuelve más frágil (más paros, más consumo energético, más insumos, más mantenimiento).
¿Y cómo pega esto en las finanzas?
Primero: salida inmediata de caja en dólares. Importar crudo (aunque sea parcial o tácticamente) implica pagos en divisas, fletes, seguros, terminales, logística. En una empresa con estrés de liquidez, cada decisión que “dolariza” costos incrementa sensibilidad al tipo de cambio.
Segundo: el margen refinador no perdona. Pemex ha mostrado volatilidad fuerte en su margen de refinación; por ejemplo, en el primer trimestre del 2025 reportó un desplome del margen variable de refinación frente al año previo. Recordemos que el negocio de refinación opera con márgenes apretados, importar crudo para sostener corridas puede convertirse en una solución operativa… con factura financiera.
Tercero: el costo de oportunidad. Si exportas menos crudo (porque lo mandas a refinar) y además compras crudo “mejor” para mezclar u optimizar, puedes terminar en un escenario incómodo: menos ingresos por exportación y más costos por importación. Y esto ocurre mientras Pemex enfrenta una carga financiera que se come el presupuesto. México Evalúa ha advertido que, entre 2025 y 2026, Pemex enfrentaría alrededor de 190 mil millones de pesos en intereses, con una presión total (vencimientos + proveedores) cercana a 960 mil millones de pesos.
La paradoja se vuelve más dura cuando miras el costo relativo de combustibles: En noviembre de 2025 producir gasolinas fue 20.7% más costoso que importarlas. Si producir es más caro que importar, y al mismo tiempo necesitas importar crudo para que refinar “salga”, el modelo se parece demasiado a patear el problema hacia adelante: más movimiento, más complejidad… y poca mejora estructural de caja.
Con reservas 1P menores, Pemex pierde algo clave: opciones. La empresa queda más expuesta a interrupciones operativas, a choques de precio, y a decisiones de política pública que priorizan volumen de refinación sobre rentabilidad. Además, mientras las exportaciones de crudo caen a mínimos de décadas, se reduce una fuente tradicional de dólares que ayudaba a navegar el ciclo.
