1 mes atrás
Energía
Con 6.6x deuda/EBITDA y metas de 1.8 mbd, Pemex necesita que contratos mixtos y refinación entreguen flujo real. Claves del plan 2025‑2035 y riesgos a la vista.
La petrolera estatal llega a 2025 con una razón deuda/EBITDA en torno a siete veces y con vencimientos apretados. El gobierno promete que, a partir de 2027, Pemex podrá pagar deuda e invertir con su propio flujo. Para que esa promesa se cumpla, la ecuación ya no es financiera, es operativa: producir barriles rentables y convertirlos en destilados de alto valor, de forma sostenida.
La métrica que hoy define a Pemex no es un anuncio ni un presupuesto, es su apalancamiento. Con una razón deuda/EBITDA alrededor de 7x, cualquier alivio financiero sirve para ganar tiempo, pero no cambia la física del balance: sin más producción sustentada en campos que entreguen y sin un Sistema Nacional de Refinación (SNR) que rinda más gasolinas y diésel y menos combustóleo, la empresa seguirá dependiendo de apoyos que cada año deben ser más grandes para provocar el mismo efecto.
Decir “siete veces” no es una hipérbole contable. Es la forma concentrada de contar una década de declinación en megaactivos, inversiones que llegaron tarde a campos complejos y una refinación que opera lejos de su potencial. El resultado es un flujo que no compensa ni el servicio de la deuda ni el costo de mantener vivo un parque industrial envejecido.
La primera fuga está en el subsuelo. México sigue recargado en Ku‑Maloob‑Zaap, un complejo que aún aporta una fracción decisiva de la producción, pero que declina de forma estructural. Cantarell, otrora gigante, hoy tiene un papel marginal. Los campos “prioritarios” han ayudado a estabilizar la plataforma, pero su plateau es corto y piden recuperación mejorada antes de lo previsto. En el tablero 2025‑2027, el gran objetivo no es un “salto” de producción, sino detener la pendiente mientras maduran los proyectos de nueva generación.
La segunda fuga está en las plantas. El SNR procesa en torno a un millón de barriles diarios, lejos de su capacidad. Dos Bocas sigue en rampa de integración; Minatitlán y Madero presentan volatilidad; y el cambio de mezcla hacia crudo más pesado deprime rendimientos. Traducido a caja: más combustóleo del deseable, menos destilados que pagan nómina y deuda. La meta ya no puede ser épica; debe ser quirúrgica: disponibilidad alta y estable en trenes de conversión, hidrógeno confiable, servicios auxiliares sin sobresaltos y logística sin cuellos invisibles.
La tercera fuga es de calendario. Aun con operaciones de recompra y notas especiales, 2025‑2026 concentran vencimientos que obligan a conservar liquidez. Si el barril baja, si la disponibilidad de plantas se resiente o si un activo marino mayor se detiene, la holgura desaparece. Por eso, cada día de operación sin paros vale más que cualquier presentación en PowerPoint.
El Plan Estratégico 2025‑2035 apuesta por una mezcla de capital público y privado en 21 esquemas de inversión mixta. Ya hay once contratos firmados; un segundo paquete viene en camino. El diseño es pragmático: Pemex retiene el control, los socios aportan capital y tecnología, y los proyectos se enfocan en yacimientos de rápida maduración y campos de geología compleja.
La promesa no es menor: contribuir primero con decenas de miles de barriles adicionales en 2026‑2027 y, en su punto alto, un aporte que podría rondar una cuarta parte de la producción nacional hacia la próxima década. Pero lo que pondrá a prueba el modelo no es el acto protocolario, sino la velocidad de ciclo: desde la decisión de inversión hasta el primer barril en menos de 12 meses en los proyectos brownfield, con permisología compacta y tableros de desempeño compartidos que eviten la “muerte por trámite”.
Dos Bocas no necesita un nuevo discurso; necesita estabilidad. En cuanto la utilización se instale de forma sostenida en el rango 60‑70%, la refinería empezará a mover la aguja de flujo. Antes, los hitos son prosaicos y críticos: hidrotratamiento y azufre a ritmos nominales, balance de vapor y energía sin sobresaltos, e integración logística que evite que un cuello en tanques o muelles convierta en “capacidad instalada” lo que debería ser producto vendible.
En el resto del SNR, el plan realista para 2026 es un tríptico: (i) disponibilidad >85% en trenes de conversión, (ii) rendimientos de gasolina+diésel+turbosina al menos 2.5 puntos por arriba del promedio 2025, y (iii) reducción sistemática del combustóleo no vendible. Eso es flujo. Eso baja la ratio.
No hay atajos, hay palancas simultáneas:
Con dos de tres palancas ejecutadas a la vez, la razón deuda/EBITDA sí cae a un rango 4x; con una sola, no alcanza.
La discusión pública se resolverá lejos de las mañaneras y más cerca de los tableros:
(1) producción nacional subiendo pese a la declinación de KMZ;
(2) Dos Bocas sosteniendo >50% de utilización sin altibajos;
(3) dos refinerías coquizadoras con ≥75% de carga durante un mes corrido;
(4) pasivos con proveedores disminuyendo de forma visible sin sacrificar mantenimiento ni perforación.
Si esas cuatro luces se mantienen verdes durante dos o tres cortes consecutivos, Pemex empezará a convertir apoyos en desapalancamiento. Si fallan, la métrica volverá a dictar la noticia: siete veces sigue siendo demasiado.
Para el consumidor, el compromiso es no encarecer la gasolina en términos reales; eso exige una operación más eficiente en cada litro, no más transferencias. Para el proveedor, el mejor “rescate” es cobrar a tiempo para volver a desplegar cuadrillas y equipos; la reducción de la mora ya se nota, pero debe institucionalizarse. Para el contribuyente, la salida más barata no es un nuevo cheque: es un Pemex que produce mejor lo que ya produce.
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