El mapa operativo 2025 de PEMEX: refinerías, CPG, petroquímica, ductos, TAR y puertos; qué cambió por sexenio y cómo optimizar suministro y riesgos.
Los combustibles y petroquímicos que llegan a estaciones, industrias y puertos no aparecen por arte de magia: detrás hay una red compleja de refinerías, complejos procesadores de gas (CPG), complejos petroquímicos, ductos, terminales de almacenamiento y reparto (TAR) y terminales marítimas. En 2025, esa red vive un punto de inflexión: Olmeca (Dos Bocas) en rampa, Deer Park con mantenimiento mayor programado, y un plan gubernamental 2025–2035 que busca subir el proceso de crudo, bajar la deuda y reordenar inversiones.
Directivos, ingenierías y áreas de regulación suelen ver piezas sueltas (una refinería, una TAR, un ducto), pero no el sistema completo. Este artículo integra el mapa operativo 2025: qué hay, dónde está, cómo fluye y qué cambió por sexenio —para tomar mejores decisiones de suministro, CAPEX, cumplimiento y riesgo logístico.
Refinación: 7 refinerías en México (Cadereyta, Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz, Tula y Olmeca) + Deer Park (Texas) como palanca externa. El proceso promedio 2T-2025 fue 987 mil b/d, impulsado por dos trenes operando en Olmeca.
Logística por ducto: >16–17 mil km para mover petrolíferos y petroquímicos; 11 sistemas; la columna vertebral que conecta refinerías, CPG y TAR.
TAR y terminales marítimas: nodos como 18 de Marzo (CDMX) y puertos del Golfo y Pacífico sostienen inventarios y salidas/regresos de producto; cuentan con tarifas máximas vigentes.
Gas natural y CPG: Cactus, Ciudad Pemex/Nuevo Pemex y La Venta siguen siendo críticos para gas seco y etano C2+ que alimenta petroquímica.
Petroquímica y fertilizantes: Cangrejera, Morelos, Pajaritos y Cosoleacaque en fase de rehabilitación con metas de elevar producción de derivados de etileno y amoniaco/urea.
Rampa de Olmeca (Dos Bocas)
Tras un 2024–inicios de 2025 con procesos marginales e incidencias, la planta entró en operación por fases; en 1T-2025 Pemex reportó 103 mil b/d en marzo y, para 2T-2025, operación de dos trenes que empujaron el promedio nacional. Aun lejos de su diseño de 340 mil b/d, pero con impacto real en la mezcla de productos.
Deer Park como seguro operacional
La refinería en Texas — ~312–340 mil b/d nominales— prepara mantenimiento mayor 4T-2025, clave para su alta utilización y bajos residuos (poco combustóleo). Para Pemex, es capacidad confiable que amortigua paros en México y mejora el mix de destilados.
Rebote del proceso nacional
En 2024 el SNR promedió 906 mil b/d (+14.3% vs 2023). En 2T-2025, el promedio subió a 987 mil b/d. No es autosuficiencia, pero sí una mejor utilización de plantas históricamente subusadas.
Petroquímica y fertilizantes, otra vez en la mesa
Reparaciones mayores en Cangrejera y Morelos para +160 mil t/año de derivados; metas de 320 mil t/año en Cosoleacaque (fertilizantes) en 2025. Esto cierra el círculo: gas → etano → etileno → derivados (y amoniaco/urea para agro).
Red de ductos petrolíferos/petroquímicos: >16–17 mil km (11 sistemas). Esto define tiempos de ciclo, redundancias y rutas alternas cuando hay paros.
Oleoductos troncales: ejes como Nuevo Teapa–Tula/Salamanca y Salina Cruz–Boya 3 sostienen crudo a refinerías y embarque; mapa oficial con ~5,181 km en oleoductos.
Inventarios y tarifas en TAR: disponibilidad y cargos de almacenamiento son públicos y definen la economía del último tramo para mayoristas y retailers.
Gasoductos (CENAGAS): ~8,937 km operados al 30/jun/2024; relevante para etano y seguridad del suministro a petroquímica.
Pemex Logística describe un esquema multimodal: ductos como columna vertebral; autotanques (~5,700) para último tramo y contingencias; carrotanques para combustóleo; y tráfico marítimo Golfo–Pacífico. Diseñar contratos considerando ventanas de mantenimiento de refinerías y cupos en TAR evita cuellos de botella y sobrecostos.
2017 – Liberalización de precios: se abrió el mercado de gasolinas/diésel en todo el país (CRE/SHCP), con transición a precios flotantes y estímulos fiscales para suavizar volatilidad.
2019 – Choque logístico por combate al huachicol: cierre de ductos y desabasto temporal; el gobierno reportó caída de 95% en robo de combustibles y normalización posterior del abasto.
2022–2025 – Integración con Deer Park y rampa de Olmeca: menos exportación de crudo y mayor proceso local como objetivo de política energética; en 2025 el gobierno lanza un plan financiero/operativo para reducir deuda y acelerar inversión.
Utilización y mix de productos
Si Olmeca estabiliza >200–250 mil b/d y Deer Park sale bien del turnaround 4T-2025, el mix de destilados medios (diésel/jet) mejora, y baja el combustóleo en SNR. Riesgo: retrasos en unidades críticas (hidrodesulfuradoras/cokers) y restricciones de logística de ULSD.
Logística y resiliencia
La redundancia ducto–TAR–carretero–marítimo mitigará paros y fenómenos climáticos; la ventana de tarifas y cupos definirá la competitividad de jugadores privados y estatales.
Petroquímica
Si se sostienen reparaciones e insumos (etano/gas), Cangrejera/Morelos/Cosoleacaque pueden levantar producción y desplazar importaciones selectas. Riesgo: disponibilidad de etano y disciplina de mantenimiento.
Finanzas y deuda
El vehículo de inversión (~250 mil mdp) y el plan 2025–2035 marcan ruta para bajar deuda y priorizar CAPEX; clave el cumplimiento de metas 2025–2030 y el precio de la mezcla mexicana.
Mapas operativos vivos: integra un tablero (GIS) con refinerías, CPG, petroquímica, TAR, puertos y rutas de ducto; añade ventanas de mantenimiento y tiempos de ciclo promedio. (Este artículo es la base conceptual.)
Contratos “anti-cuello de botella”: reserva cupos multisitio en TAR prioritarias y define swaps de ruta ante paros o huracanes; simula costos con y sin ducto.
ULSD y calidad (NOM-016): alinea mezcla y rutas a la disponibilidad real de diésel UBA; prioriza terminales con infraestructura lista para motores Euro V/VI.
Petroquímica integrada: asegura suministro de etano/gas contractual con CPG y evalúa contratos de producto a mediano plazo para anclar inversiones en planta.
Monitorea 2025–2035: cruza metas de proceso (1.0–1.3 Mbd) con deuda y CAPEX; revisa trimestralmente proceso real y rendimientos.
Pemex – Resultados 2T-2025 (comunicado y pdf): proceso nacional 987 mil b/d; operación de dos trenes en Olmeca; webcast/hedges.
Pemex – Reporte 1T-2025: Olmeca 103 mil b/d en marzo; utilización del SNR.
Pemex Logística – Ductos/TAR: >16–17 mil km; 11 sistemas; tarifas máximas.
Oleoductos troncales (mapa oficial): ~5,181 km.
CENAGAS – Longitud de gasoductos: ~8,937 km al 30/jun/2024.
Olmeca – estado operativo y ULSD exportado: notas y cobertura 2025.
Deer Park – mantenimiento mayor 4T-2025: reportes de agosto 2025.
Política pública: liberalización 2017 (CRE/SHCP); combate huachicol 2019; plan 2025–2035.
¿Cuáles son las refinerías activas de PEMEX en 2025?
Cadereyta, Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz, Tula y Olmeca (Dos Bocas). Además, Deer Park en Texas opera integrada al balance de suministro, aunque está fuera del territorio nacional.
¿Qué papel tiene Deer Park y por qué importa?
Aporta procesamiento estable y un mix de productos con altos rendimientos de destilados medios. Funciona como “seguro operativo” cuando hay mantenimientos o paros en el Sistema Nacional de Refinación y ayuda a suavizar la volatilidad del abastecimiento.
¿Qué es un CPG y para qué sirve?
El Complejo Procesador de Gas separa y trata corrientes de gas natural para obtener gas seco y fracciones C2+ como etano, insumo clave para la cadena petroquímica. Los nodos principales son Cactus, Nuevo Pemex/Ciudad Pemex y La Venta.
¿Cuáles son los complejos petroquímicos relevantes y qué producen?
Cangrejera, Morelos y Pajaritos se enfocan en derivados del etileno; Cosoleacaque produce amoniaco y urea para fertilizantes. Su recuperación productiva puede reducir importaciones y estabilizar precios en industrias aguas abajo.
¿Qué extensión tiene la red de ductos y qué mueve?
La columna vertebral logística supera los 16 mil kilómetros. Transporta crudo hacia refinerías y productos (gasolinas, diésel, turbosina, combustóleo) hacia TAR y puertos, complementándose con transporte carretero, ferroviario y cabotaje.
¿Qué son las TAR y por qué influyen en el costo final?
Las Terminales de Almacenamiento y Reparto concentran inventarios y permiten despachar por ducto o autotanques. La disponibilidad de cupos y sus tarifas inciden directamente en el costo del último tramo hacia estaciones e industrias.
¿Cómo se mueve el producto cuando no hay ducto disponible?
Se habilitan rutas por autotanques (pipa), carrotanques (ferrocarril) y tráfico marítimo entre puertos del Golfo y del Pacífico. La elección depende de costos, tiempos de ciclo, seguridad y ventanas de carga/descarga en TAR y terminales marítimas.
¿Cómo cambió la logística entre 2017 y 2025?
Con la liberalización de precios (2017) creció la participación privada en transporte y almacenamiento. En 2019 el combate al huachicol provocó ajustes temporales por cierres de ductos. De 2022 a 2025 la integración de Deer Park y la rampa de Olmeca priorizan mayor proceso local.
¿Qué significa “autonomía de inventarios” y cómo se calcula?
Es la cantidad de días que un sistema o región puede operar con inventario disponible sin reabastecer. De forma simple: días de autonomía = inventario operativo / demanda promedio diaria.
¿Cómo impacta Olmeca (Dos Bocas) al balance de productos?
A medida que estabiliza su carga, incrementa la oferta doméstica de gasolinas y diésel y reduce la presión importadora. El efecto neto depende de la disponibilidad de unidades de desulfuración y de la logística para diésel UBA.
¿Qué retos persisten para el diésel UBA (NOM-016)?
La distribución homogénea del diésel de ultra bajo azufre exige infraestructura adecuada en terminales, segregación de producto en ductos y rutas de última milla. Cualquier mezcla con diésel alto en azufre compromete la calidad y el cumplimiento.
¿Qué debe monitorearse de 2025 a 2030 para tomar decisiones?
Utilización por refinería, calendario de mantenimientos, cupos en TAR estratégicas, relación crudo procesado vs. importaciones de productos, disponibilidad de etano para petroquímica y variables financieras (deuda, CAPEX y precio de la mezcla mexicana).
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