Entre octubre de 2024 y julio de 2025, México incrementó 40% el procesamiento de crudo en el Sistema Nacional de Refinación y redujo 26% las importaciones de destilados, al tiempo que Pemex traza metas de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos y 5 mil millones de pies cúbicos de gas natural hacia 2030. Detrás de las cifras, este análisis desmenuza qué hay realmente en juego: más de 2 mil millones de barriles a localizar, miles
En menos de un año, las cifras oficiales cuentan una historia que habría parecido improbable hace apenas dos sexenios: entre octubre de 2024 y julio de 2025, el Sistema Nacional de Refinación pasó de procesar 731 mil a 1.023 millones de barriles diarios de crudo, un salto cercano al 40%. En paralelo, la producción de destilados de alto valor subió de 438 a 647 mil barriles diarios, mientras las importaciones de combustibles cayeron alrededor de 26%.
En la narrativa gubernamental, estos números son la prueba de que la apuesta por rehabilitar refinerías, maximizar Dos Bocas y aprovechar Deer Park comienza a rendir frutos. Menos gasolina importada, más volumen procesado en casa y un discurso robusto de autosuficiencia que conecta bien con la política energética dominante. Pero vistos con lupa técnica y financiera, los mismos datos también revelan que el nuevo impulso de Pemex se construye sobre una base aún frágil: campos maduros en declinación, una empresa con deuda elevada y un calendario de inversiones que compromete literalmente el próximo decenio.
La refinería promedio del sistema hoy procesa más crudo y obtiene más gasolinas y diésel que hace un año. Sin embargo, lo hace en un contexto donde cada punto adicional de utilización exige más disciplina en mantenimiento, más recursos para evitar fallas catastróficas y una gestión ambiental que ya no puede ignorar emisiones, residuos y riesgos locales. El incremento de procesamiento no borra los años de rezago; los vuelve más visibles.
El nuevo Plan de Trabajo 2025–2030 de Pemex amarra formalmente el horizonte que ya se había insinuado en discursos y presentaciones: la empresa se fija como objetivo producir, en promedio, 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos durante el sexenio y elevar el gas natural a 5 mil millones de pies cúbicos al día.
Para llegar ahí, la hoja de ruta es tan ambiciosa como exigente. En exploración, se prevé la perforación de 269 pozos exploratorios en seis proyectos estratégicos, acompañados de 38 mil kilómetros cuadrados de estudios sísmicos y una inversión estimada de 220 mil millones de pesos para localizar alrededor de 2 mil millones de barriles en el subsuelo. La lógica es sencilla en papel: sin nuevas reservas, las metas de producción se convierten en un juego de suma cero contra campos maduros en declinación.
En desarrollo y producción, el plan implica 2,036 perforaciones y 1,300 reparaciones mayores para sostener la meta de 1.8 mbd, con una inversión acumulada del orden de 1.6 billones de pesos y la concentración de 61% de la producción en apenas 12 proyectos clave. En gas natural, el esfuerzo incluye 1,058 perforaciones y 970 reparaciones mayores, más 238 mil millones de pesos destinados a cuatro proyectos que aportarían más de la mitad del volumen total.
Sobre la mesa, los ingresos estimados lucen espectaculares: del orden de 5 billones de pesos por crudo y 1.9 billones por gas a lo largo del periodo. Pero esos números conviven con otra realidad: Pemex sigue siendo una de las petroleras más endeudadas del mundo, con presiones fiscales y operativas que han limitado su capacidad de ejecución en planes anteriores.
En paralelo, el país impulsa proyectos de gas natural licuado que buscan convertir a México en plataforma de exportación, incluso mientras sigue siendo importador neto de gas y combustibles. Fast LNG 1 en Altamira ya despachó los primeros cargamentos, Energía Costa Azul avanza hacia su ventana de inicio de operaciones a mediados de esta década y Saguaro Energía, en Sonora, se perfila como el proyecto de GNL más grande del país, con contratos de largo plazo para gas estadounidense destinado a Asia.
Ese contraste es clave: México se propone procesar más crudo en casa, producir más líquidos y gas, reducir importaciones y, al mismo tiempo, aprovechar su posición geográfica para exportar GNL. La ecuación solo cierra si la infraestructura interna —refinerías, complejos de gas, ductos, terminales— aguanta el ritmo sin disparar costos, sin poner en riesgo la seguridad industrial y sin reventar la credibilidad financiera de la empresa.
En el terreno regulatorio, la expansión abre frentes delicados. Mayor refinación y más gas significan más inspecciones de seguridad, más verificación ambiental, más exigencias en integridad de ductos y mayor exposición a sanciones si algo sale mal. La autoridad reguladora energética, los organismos ambientales y las instancias fiscales enfrentarán la presión de conciliar metas de producción con estándares de seguridad y cumplimiento que no pueden relajarse sin un costo alto en reputación y en riesgo sistémico.
Para la industria mexicana y los consumidores finales, el saldo de la estrategia se sentirá en varios frentes a la vez. Si el incremento de refinación se sostiene con disciplina, el país puede reducir la volatilidad asociada a importaciones, suavizar el impacto de choques en mercados internacionales y mantener precios internos más previsibles. Si la meta de 1.8 mbd y 5 mil millones de pies cúbicos se construye a costa de saltarse pasos en mantenimiento, medio ambiente o transparencia, el corto plazo de “más barriles” puede traducirse en un largo plazo de pasivos ambientales, accidentes, sobrecostos y una empresa más vulnerable.
En última instancia, las cifras de crecimiento dejan de ser el final de la historia y se vuelven el punto de partida de una pregunta más incómoda: ¿puede Pemex, con su nueva hoja de ruta, dar el salto de productor en expansión a operador disciplinado, rentable y compatible con la transición energética que ya presiona a todos los grandes jugadores? La respuesta no estará en el próximo boletín de producción, sino en la capacidad de convertir planes y presentaciones en proyectos ejecutados con rigor técnico, supervisión regulatoria efectiva y decisiones financieras que piensen más allá del siguiente informe de gobierno.
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