En el segundo trimestre de 2026, Pemex logró algo que llevaba años persiguiendo: producir más crudo y gas, procesar más barriles en sus refinerías y obtener una mezcla de combustibles más valiosa. La producción total de hidrocarburos líquidos promedió 2,447 mil barriles de petróleo crudo equivalente diarios, 4.6% más que en el mismo periodo de 2025. Dentro de esa cifra, los líquidos (crudo y condensados) crecieron 1.7% hasta 1,658 mil barriles diarios, mientras que el gas se disparó 11.5%, impulsado por el gas no asociado y por campos terrestres como Bakté e Ixachi.
Este repunte productivo no es menor en un contexto en el que la plataforma de Pemex había mostrado años de estancamiento e incluso de declive. El dato clave está en la composición del gas; el volumen de gas no asociado aumentó 23.2%, lo suficiente para compensar la caída del gas asociado y sostener el incremento total. En otras palabras, Pemex está logrando “despegar” parte de su producción gasífera de la suerte de sus campos petroleros, algo crucial para reducir la dependencia de importaciones.
En el frente de refinación, el Sistema Nacional de Refinación procesó en promedio 1,008 mil barriles diarios de crudo, 2.9% más que un año antes. Detrás de ese número hay dos protagonistas claros: la refinería de Tula, que elevó su carga en 42 mil barriles diarios gracias a la operación continua de su planta coquizadora; y la refinería Olmeca (Dos Bocas), que aumentó su proceso en 21 mil barriles diarios conforme avanza su curva de arranque. Con estas cifras, la utilización de la capacidad de destilación primaria del sistema se coloca en 57.6%, todavía lejos del potencial instalado de 1,750 mil barriles diarios.
La mejora no se limita al volumen; también se nota en la calidad de la mezcla de productos. La producción total de petrolíferos alcanzó 1,029 mil barriles diarios, 3.4% más que en 2T25. Pero, sobre todo, los destilados de alto valor —gasolinas, diésel y turbosina— crecieron 8.8%, hasta 649 mil barriles diarios, y ya representan 63% de la producción total. Esta reconfiguración de la canasta implica que una porción mayor de cada barril procesado se convierte en combustibles con mayor demanda y margen, y no en combustóleo o productos de menor precio.
El impulso del diésel merece mención aparte. Su producción aumentó 19.3% respecto al segundo trimestre de 2025, reflejando tanto el efecto de la coquizadora de Tula (que ayuda a transformar combustóleo en destilados) como el avance de Olmeca. Las gasolinas crecieron 2.9% y la turbosina 2.3%, en línea con una demanda interna que también se expandió: las ventas nacionales de petrolíferos subieron 9.8%, con alzas de 11.4% en gasolinas y 19.1% en diésel.
Detrás de estos números hay una estrategia clara: exprimir al máximo los campos clave y priorizar la producción de combustibles de mayor valor. En líquidos, más de la mitad de la producción (51%) ya corresponde a crudos ligeros y condensados; en términos geográficos, 63% proviene de activos marinos como Ku–Maloob–Zaap, mientras 37% se origina en campos terrestres. Para sostener esta mezcla, Pemex realizó 34 terminaciones de pozos de desarrollo y una exploratoria en el trimestre, además de 546 intervenciones (428 reparaciones menores y 118 estimulaciones) destinadas a contener la declinación de campos maduros.
Pero el avance en productividad tiene sombras que pesan sobre los márgenes y sobre la narrativa de “soberanía energética”. Uno de los costos más evidentes es el incremento del envío de gas a la atmósfera: el venteo y quema de gas promedió 778 millones de pies cúbicos diarios, 99% más que un año antes. El propio informe lo atribuye a limitaciones de infraestructura para manejar el gas de Ixachi, trabajos de mantenimiento, restricciones por alto contenido de H₂S y fallas como la pérdida de contención en el sistema Quesqui 4–Jujo. Ese gas que no se aprovecha es, al mismo tiempo, energía desperdiciada, ingresos potenciales perdidos y emisiones adicionales.
En refinación, aunque Tula y Dos Bocas ya muestran impacto, el hecho de que el sistema opere apenas a poco más de la mitad de su capacidad revela cuellos de botella y rezagos de mantenimiento en otras refinerías. Cadereyta, Madero, Minatitlán, Salamanca y Salina Cruz siguen lejos de un desempeño pleno, lo que limita tanto la autosuficiencia en combustibles como la obtención de márgenes más robustos a nivel consolidado.
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El balance general es el de una Pemex que sí está siendo más productiva y que comienza a mejorar su mezcla de productos, con más gas no asociado y más destilados de alto valor saliendo de sus refinerías. Sin embargo, ese avance convive con un sistema de refinación subutilizado y con una gestión del gas que todavía desperdicia casi el doble de lo que se venteaba hace un año. La pregunta para los próximos trimestres es si la empresa será capaz de traducir esta ganancia de productividad en márgenes sostenibles, sin seguir pagando el costo ambiental y operativo de tirar gas a la atmósfera.
📌 Ficha del caso
- Producción total de hidrocarburos: 2,447 Mbpced, +4.6% vs 2T25.
- Líquidos: 1,658 Mbd, +1.7%; crudos ligeros y condensados = 51%.
- Gas: 4,006 MMpcd, +11.5%, con fuerte impulso del gas no asociado (+23.2%)
- Proceso de crudo: 1,008 Mbd, +2.9%; Tula +42 Mbd, Olmeca +21 Mbd.
- Producción de petrolíferos: 1,029 Mbd, +3.4%.
- Destilados de alto valor: 649 Mbd, +8.8%, equivalentes a 63% de la producción.
- Uso de capacidad de destilación: 57.6% de un total de 1,750 Mbd.
- Gas enviado a la atmósfera: 778 MMpcd, +99% vs 2T25.
