El Sistema Nacional de Refinación está muy lejos de lo que se pretendía –o se afirmaba que se lograría– en el sexenio pasado: producir lo suficiente para cubrir la demanda de gasolinas y diésel del país y alcanzar la anhelada autosuficiencia energética para no tener que importar combustibles.
A dos meses de iniciado el año, Petróleos Mexicanos (Pemex) reportó una producción de 898 mil 153 barriles diarios de crudo en sus siete refinerías, lo cual representa apenas 45 por ciento de su capacidad de refinación.
Los números no son halagüeños, sobre todo si se toma en cuenta que la nueva refinería ‘Olmeca’ de Dos Bocas, Tabasco, sólo procesó en febrero seis mil 797 barriles diarios; esto significa que apenas operaba al dos por ciento de su capacidad, pese a que se afirmaba en la administración anterior que la dejarían operando al 100 por ciento en su capacidad de refinación, cuando en enero no procesó crudo.
Los datos reflejaban, en febrero, una caída de cuatro puntos porcentuales en la producción de combustibles, cuando la empresa pública del Estado venía de alcanzar una refinación en agosto del año pasado –sin incluir el complejo ubicado en Paraíso, Tabasco, considerado ‘obra insignia’ del gobierno de Andrés Manuel López Obrador– se alcanzó una producción de un millón 13 mil barriles diarios, lo que representó un uso de 55 por ciento de la capacidad instalada en las seis refinerías que, entonces, operaban en el país.
Las causas del declive en seis meses se atribuye a causas variadas, que van desde mantenimientos programados, hasta la carencia de crudo y necesidades de ‘paros operativos’ para la colocación de dos ‘coquizadoras’: en las refinerías de Salina Cruz, Oaxaca, y en Tula, Hidalgo.
Dos Bocas en aumento exponencial
A decir del director de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, la refinería de Dos Bocas ha tenido este año un progreso paulatino de producción: de ‘cero’ refinación en enero, subió a seis mil 797 barriles diarios en febrero, esto es, dos por ciento de su capacidad, y para marzo ya estaba procesando 100 mil barriles diarios, operando al 65 por ciento.
Señaló que por ajustes a equipos de diseño y fallas eléctricas el complejo refinador ubicado en Dos Bocas ha tenido que parar su operación, que inició en julio pasado –dos años después de lo prometido cuando empezó su construcción–, pero al aumentar a 100 mil barriles diarios en marzo, subió a 924 mil 118 barriles por día en el conjunto de siete refinerías, cuya producción se comercializa en el país.
De estos combustibles, la elaboración de gasolina representó el 36 por ciento en febrero, y aumentó 2.4 por ciento en marzo, y 7.4 en un año; la de diésel tuvo un aumento mensual de 10 puntos a marzo y de 0.1 por ciento a tasa anual.
La refinería ‘Olmeca’ cerraría marzo con un volumen de proceso de crudo de 220 mil barriles diarios y, de acuerdo al titular de Pemex, tras las obras correctivas y con los dos trenes de destilación funcionando a toda su capacidad, se alcanzará el volumen óptimo de 340 mil barriles diarios (El Economista, 24Mar.2025).
Pero cae la refinación de crudo
Sin embargo, las cifras aportadas por Pemex muestran que uno es el discurso, y otra, la realidad: de enero a abril el procesamiento de crudo en las siete refinerías se contrajo 4.3 por ciento en términos interanuales, a 933 mil 432 barriles diarios.
El reporte estadístico de la empresa estatal –publicado el 27 de mayo– indica que se registraron caídas productivas en cinco centros productivos: Minatitlán (-32% a 98,119 toneles por día); Madero (-19.8% a 100,862), Salamanca (-7.9% a 125,806), Cadereyta (-7.4% a 149,157) y Tula (-3.6% a 202,842).
La producción de Salina Cruz –la de mayor producción nacional– se incrementó 5.3 por ciento, a 208 mil 92 barriles diarios.
En tanto, la actividad de la refinería ‘Olmeca’ arrojó un promedio de 48 mil 454 toneles de aceite procesados cada día en el primer cuatrimestre de 2025, aunque en marzo procesó poco más de 84 mil barriles diarios, un descenso de casi 19 mil barriles frente al rendimiento de marzo.
Las proyecciones que dio a conocer en julio del 2024 el entonces director de Pemex, Octavio Romero Oropeza, eran que durante el primer trimestre de este 2025 se estarían produciendo en las siete refinerías un millón 50 mil barriles diarios de gasolina, diésel y turbosina.
Pero la producción a abril está 48 por ciento por debajo de esa estimación.
Dos Bocas ya produce más que Minatitlán y Madero
Aunque muy lejos de su meta ideal de 340 mil barriles diarios, la refinería ‘Olmeca’ de Dos Bocas superó, por primera vez, la producción de gasolinas de las refinerías de Minatitlán y Madero durante abril, cuando alcanzó una producción de 41.9 mil barriles diarios, esto es, 22.2 por ciento más a lo que produjo la planta de Madero, Tamaulipas (34.3 mil barriles diarios) y 9.5 por ciento sobre la refinería de Minatitlán, en el sur de Veracruz (39.6 mil barriles diarios).
De acuerdo al reporte de mayo de Pemex, esta fue la cifra más alta de producción de gasolinas de la refinería de Dos Bocas, desde que la empresa estatal divulga sus datos operativos (junio de 2024).
Con su producción de gasolinas, la refinería ‘Olmeca’ contribuyó con 12.2 por ciento de los 343.7 mil barriles diarios de gasolinas que produjo el Sistema Nacional de Refinación (SNR) en abril, mientras que Minatitlán y Madero solo aportaron 11.5 y 10 por ciento, respectivamente.
Además, la nueva refinería tabasqueña estuvo muy cerca de alcanzar la producción de gasolinas de Cadereyta, Nuevo León (43.9 mil barriles diarios), y de Salamanca, Guanajuato (45.3 mil barriles diarios).
Pero Dos Bocas todavía está lejos de la elaboración de gasolinas que producen las plantas de Salina Cruz, Oaxaca (61.8 mil barriles diarios) y Tula, Hidalgo (76.6 mil barriles diarios).
Y también se ve lejana la meta de elaborar 170 mil barriles diarios de gasolinas, pues su producción representa 24.6 por ciento de esa meta.
Aunque según medios especializados, la producción de Pemex va en declive y no está en la ruta de alcanzar su meta de producción –1.8 millones de barriles de crudo y condensados al día–, la directora de Pemex-Comercio Internacional (PMI), Ana Margarita Pérez Miranda, tiene su propia versión, al señalar que la empresa estatal apuesta a una reducción de exportaciones de crudo en 2025, pues espera enviar mayores cantidades a sus refinerías locales, especialmente a la ‘Olmeca’, que aún sigue en fase de arranque.
La directora de PMI aseguró –en declaraciones recogidas por la agencia ‘Reuters’– que una vez que la refinería ubicada en Dos Bocas, Tabasco, esté operando por completo se prevé que le sean enviados unos 100 mil barriles de petróleo diario (bpd), lo que llevaría a un procesamiento conjunto local de 1.2 millón de bpd y quedarían unos 400 mil bpd para exportación.
La refinería ‘Olmeca’ posee capacidad de 340 mil barriles por día, pero ha enfrentado problemas para arrancar y mantener un nivel de procesamiento y producción estable.
Y Pemex –a decir de ‘Reuters’– va en declive en su producción de hidrocarburos. Pese a que tiene una meta de 1.8 millones de bpd de crudo y condensados, actualmente ronda los 1.6 millones de bpd.
Pérez Miranda comentó en mayo que desde Dos Bocas han sido enviados al exterior cargamentos de diésel. En abril, la agencia con base en Reino Unido reportó que Pemex exportó un cargamento de ‘diésel ultra bajo azufre’ (DUBA) reprocesado en la refinería ‘Olmeca’, pues la infraestructura para transportar el combustible para motores en todo el país no está lista.
“Hemos exportado de la refinería de Dos Bocas, como está arrancando producción, (…) algunos cargamentos de diésel en lo que tenemos el balance regional completo de una producción más estable”, detalló la funcionaria.
Producción de hidrocarburos en declive
En febrero, según un despacho de la agencia EFE, Banamex estimó en un análisis una disminución en la producción de petróleo en México para 2025 y 2026, hasta niveles observados en 1979, al proyectar promedios de 1.5 y 1.4 millones de bpd, respectivamente, contra la meta de extracción de 1.8 millones de bpd y de cinco millones de pies cúbicos diarios de gas.
En 2024, la extracción de petróleo promedio fue de 1.56 millones de bpd, una baja del 5.4 por ciento respecto al año anterior y 53.8 por debajo del ‘pico’ registrado ese mismo año.
En tanto, la producción de gas natural cayó 8.2 por ciento, alcanzando cuatro mil 586 millones de pies cúbicos (pcd), el nivel más bajo desde 2004.
Banamex advirtió que, sin un entorno regulatorio claro y una mayor participación privada, será difícil alcanzar los objetivos dado el presupuesto limitado.
Reactivarán pozos viejos
Además, el mes pasado ‘Reuters’ reveló que Pemex planea reabrir pozos viejos en un intento por extraer más barriles para impulsar la declinante producción, de acuerdo a un memorándum de Ángel Cid Munguía, jefe del área de Exploración y Producción de la empresa estatal, fechado 6 de mayo.
México cuenta con más de 31 mil pozos, tanto terrestres como marinos, y un tercio de ellos están cerrados. Más de cuatro mil 800 pozos se consideran operativos para la producción de hidrocarburos.
La reactivación depende –según ‘Reuters’– de la información geológica, el financiamiento, la mecánica de los pozos y el factor de recuperación de cada pozo.
Revela que el bombeo de crudo de Pemex cayó un 11 por ciento interanual en el primer trimestre debido a la declinación de campos maduros y retrasos en terminación de pozos.
Por todo ello, la empresa estatal está lejos de la meta de 1.8 millones de bpd de crudo fijado por la presidenta Claudia Sheinbaum.
Pemex asentó en el documento enviado a la Comisión de Valores de Estados Unidos (SEC) que espera mantener la producción de gas natural por encima de los cuatro millones 414 mil pies cúbicos al día en 2025.
La empresa dijo a la SEC que busca alcanzar “estos objetivos” a través de aumento de las reservas mediante nuevos descubrimientos y reclasificaciones, exploración y producción en áreas en las que tiene más experiencia y con técnicas de recuperación secundaria y terciaria.
Pemex le apuesta a Dos Bocas
En el mundo, la inversión en refinerías llegará este 2025 a su nivel más bajo en los últimos diez años, aunque México le sigue apostando a este proceso para la obtención de combustibles, de acuerdo a lo asentado en el reporte ‘Inversión Energética Mundial 2025’, publicado por la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés).
Más que a sus otras refinerías del SNR sometidas a procesos de rehabilitación, su interés está centrado en la refinería ‘Olmeca’, ubicada en el puerto de Dos Bocas, Tabasco, donde la inversión de 20 mil millones de dólares comienza a dar frutos a partir de las primeras fases de puesta en marcha, aunque aún lejos de su capacidad instalada de 340 mil barriles diarios.
El reporte de la IEA considera que “esta refinería podría compensar posibles retiros futuros en otras partes de Norteamérica”.
Dos Bocas al rescate del desarrollo regional
El director de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, refirió que algunos contratos mixtos que se firmarán este año se ubicarán en Paraíso, Tabasco, cerca de la nueva refinería de Dos Bocas, donde el desarrollo económico de la población se ha establecido como prioridad del gobierno federal luego de que durante la construcción de la obra se contrató a más de 40 mil trabajadores y para la operación sólo se necesitan dos mil 200.
“La Presidenta (Claudia Sheinbaum) nos encargó reactivar el desarrollo económico de Paraíso, donde está la refinería de Dos Bocas, dijo: ‘el dinero de responsabilidad social y asociándonos con el municipio, estamos tratando de reactivar la economía en lo que nos sea posible, porque no tenemos tanto dinero’”, expuso (El Economista, 24Mar.2025).
Slim, el socio privado más importante de Pemex
Aunque sin experiencia en la explotación de yacimientos de crudo y gas en aguas del Golfo de México, las empresas petroleras privadas del magnate mexicano tienen el respaldo de la administración de CSP para trabajar de la mano con Pemex.
Carlos Slim Helú, uno de los 20 hombres más ricos del mundo y el más rico de México, ha invertido más de dos mil millones de dólares para convertirse en el socio privado más importante de Petróleos Mexicanos (Pemex), lo cual es resultado de un proceso lento, casi desapercibido y que, de acuerdo con ‘Bloomberg’, lo ha transformado en el magnate petrolero más importante del país, gracias a que adquirió una participación en ‘Talos Energy’ antes de transferirla a la filial mexicana de la empresa que, a mediados del sexenio pasado, logró la unificación de yacimientos que comparte con la empresa estatal en el Golfo de México.
De acuerdo con ‘Bloomberg’, Slim Helú concretó en 2023 un acuerdo por 530 millones de dólares para comprar dos yacimientos petrolíferos a otro multimillonario y, a partir de ahí, puso en marcha un plan de mil 200 millones de dólares para explotar un yacimiento de gas en el Golfo de México, y según la empresa multinacional de información financiera y noticias, es “uno de los pocos inversionistas dispuestos a hacer negocios con el monopolio petrolero (mexicano), fuertemente endeudado y con problemas operativos”.
Carlos Slim, quien construyó su imperio valuado en 94 mil millones a partir de la privatización de Teléfonos de México (Telmex) en el gobierno de Carlos Salinas de Gortari, cimentó una sólida alianza con el expresidente Andrés Manuel López Obrador, en cuyo gobierno participó en diversos proyectos estratégicos, la que continúa en el llamado ‘segundo piso’ de la Cuarta Transformación, ahora en el sector hidrocarburos.
El multimillonario mexicano tiene una participación minoritaria, a través de su empresa ‘Grupo Carso’, en el yacimiento marino ‘Zama’, que se prevé representará el 10 por ciento de la producción petrolera de México, y se ha asociado con Pemex para explotar el proyecto de gas en aguas profundas de ‘Lakach’, con la incorporación de personal de ejecutivos e ingenieros experimentados, cita ‘Bloomberg’.
Slim y la relación con Pemex
Los problemas financieros de Pemex, con una deuda de 100 mil millones de dólares, están llegando –de acuerdo al análisis de la agencia especializada– a un punto crítico tras cuatro trimestres consecutivos de pérdidas, en un marco en que los inversionistas extranjeros vendieron sus activos o suspendieron las inversiones tras la decisión del gobierno de López Obrador de poner fin a las subastas petroleras y los acuerdos de explotación con la empresa, e incluso con el apoyo de Slim, podrían pasar años antes de que se exploten los yacimientos de ‘Zama’ y ‘Lakach’.
Expertos aseguran que asociarse ahora con Pemex “es una pesadilla”, sin embargo, Slim ha decidido entrar en este negocio, para tratar de construir algo grande, a partir de sus amistades y relaciones en el gobierno de la Presidenta Claudia Sheinbaum, con quien mantiene comunicación continua.
“La presidenta es muy buena, muy trabajadora”, dijo Slim a ‘Bloomberg’ en febrero. Y agregó: “Ya se dio cuenta de que necesita inversión del sector privado”.
Esto es algo que entienden en el gobierno actual, pero no han dado los pasos definitivos, pues si bien las reformas energéticas de Sheinbaum buscan atraer de nuevo el capital extranjero, fomentando que actores privados se asocien con Pemex en acuerdos minoritarios, pues se necesitan, además de incentivos, flexibilizar las regulaciones actuales que según expertos, “son como una ‘camisa de fuerza’ innecesaria”.
Desde antes de las últimas reformas, el magnate mexicano ya lideraba el retorno del capital privado al sector energético mexicano, pues financió el proyecto ‘Lakach’ de Pemex cuando ‘New Fortress Energy’, empresa estadounidense de gas natural licuado, se retiró en 2023, y también invirtió en ‘Talos’ cuando la perforadora texana enfrentó problemas normativos bajo el gobierno lopezobradorista y se vio obligada a renunciar a la explotación y al control mayoritario del yacimiento ‘Zama’, de 800 millones de barriles, en 2021.
Esto socavó la confianza de los inversores, pero allanó el camino para que Slim adquiriera alrededor del 80 por ciento de la unidad mexicana de la empresa, lo que le otorgó una participación significativa en ‘Zama’, y para ‘Talos’, su participación supuso un nivel de protección para la inversión.
La compra en 2023 de ‘PetroBal SAPI’ le otorgó a Slim la mitad de los derechos sobre dos yacimientos petrolíferos frente a la costa de Campeche. En ese entonces, el presidente López Obrador celebró el acuerdo “porque queda en manos de mexicanos”.
Carlos Slim planea reducir costos y aumentar la producción en esos ‘bloques’, pues señaló en febrero de este año que “hace falta abrir más pozos y comprar una plataforma adicional”, la cual “la construiríamos nosotros para dentro de unos dos años”.
Estima una producción de 40 mil barriles diarios para el 2026 y el doble en el futuro.
Y aunque la perforación en alta mar presenta retos técnicos enormes, en el caso de ‘Talos’, Slim admitió que aún no ha “definido bien” cómo desarrollar el campo ‘Zama’, que está 180 metros bajo el nivel del mar, y “estamos estudiando si nos vamos con ese proyecto o unas plataformas semisumergibles”.
Sin embargo, los especialistas han señalado que este es un terreno en el que las empresas petroleras de Slim no tienen experiencia, aunque cuentan con el respaldo político suficiente de la administración Sheinbaum “para sentirse seguros al intentarlo”, sobre todo porque éste apoya su ‘Plan México’.
Desde 2020 estaba ‘tendida la cama’ para Slim en Pemex
Aunque aún no se conocía la intención de Carlos Slim de participar con grandes inversiones en la explotación de hidrocarburos, el 8 de julio de 2020, la Secretaría de Energía instruyó a Petróleos Mexicanos, con base en la ‘Ley de Hidrocarburos’, la unificación del yacimiento compartido en el campo ‘Zama’, a partir del ‘Dictamen Técnico de la Comisión Nacional de Hidrocarburos’ y de la opinión favorable de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
El yacimiento descubierto a través del contrato ‘CNH-R01-L01-A7/2015’, a cargo de ‘Talos Energy Offshore’, y la asignación ‘AE0152-Uchukil’, a cargo de Pemex, tiene una superficie aproximada de 26.7 kilómetros cuadrados y se localiza en aguas someras del Golfo de México, a 58 kilómetros frente a las costas de Tabasco.
Este yacimiento, que representa uno de los descubrimientos más importantes realizado por empresas privadas en México, tiene una expectativa de producción de aceite ligero derivada de la unificación, la cual se espera para el primer semestre de 2024.
Con este procedimiento de unificación entre ‘Talos Energy Offshore’ y Pemex se constituye el primer yacimiento en la historia del país que será desarrollado entre la empresa productiva del Estado y un privado.
El 1° de junio de 2023, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó el ‘Plan de Desarrollo para la Extracción del Área Unificada entre la Asignación AE-0152-M-Uchukil’ y el contrato ‘CNH-R01-L01-A7/2015 Campo Zama’.
Según estimaba la CNH en 2023, la producción del campo Zama iniciaría en diciembre de 2025 y alcanzaría una producción máxima de 180 millones de barriles diarios de aceite y de 70.35 mil millones de pies cúbicos diarios de gas en el año 2029.
Sin embargo, de acuerdo a información del portal ‘Expansión’ (28Oct.2024), el plan se ha retrasado y ahora la estatal y sus socios han fijado el año próximo como la fecha tentativa para cumplir con el inicio de la producción, pues el consorcio retrasó la decisión final de inversión que se esperaba el año pasado, aunque ya están realizando los trabajos de ingeniería necesarios para ese paso.
Con todo, los primeros barriles extraídos podrían verse hasta 2026.
ARTÍCULO CORRESPONDIENTE A LA EDICIÓN 9 DE REVISTA GUINDA
