Pemex: Corrupción Operativa · Economía de la producción
Imaginemos un pozo petrolero que todavía produce, pero cuyo volumen de extracción disminuye cada mes. El operador puede mantenerlo en funcionamiento, contratar una intervención para recuperar productividad o destinar ese capital a desarrollar otro yacimiento. Las tres decisiones tienen consecuencias económicas diferentes, aunque todas aparezcan bajo el mismo objetivo empresarial: sostener la producción.
En PEMEX, este dilema no es solamente un ejercicio de ingeniería. El costo promedio de producción de petróleo y gas fue de 13.46 dólares por barril de petróleo equivalente en 2025, de acuerdo con su reporte anual presentado ante la Securities and Exchange Commission (SEC). Un año antes había sido de 13.49 dólares.[1]
La estabilidad de ese indicador contrasta con otra circunstancia: la petrolera reconoce declinación natural en varios de sus campos y necesita ejecutar intervenciones, terminar pozos y desarrollar infraestructura para compensarla. El reporte del tercer trimestre de 2026 documenta tanto esas actividades como dificultades operativas que afectaron la extracción de líquidos.[2]
¿Significa que el siguiente barril también cuesta 13.46 dólares? No. Esa cifra describe el costo unitario promedio de una operación existente bajo una metodología determinada. No establece cuánto dinero necesita PEMEX para recuperar producción perdida, incorporar nuevas reservas o desarrollar el siguiente proyecto petrolero.
Comprender esa diferencia cambia la forma de interpretar las cifras de producción, los anuncios de inversión y la rentabilidad de la empresa. México necesita conocer cuánto petróleo extrae PEMEX, pero también cuánto capital requiere mantener ese volumen y qué valor económico genera cada decisión de inversión.
1. El costo del barril de PEMEX: lo que revelan los datos de 2025 y 2026
Costo promedio de producción por barril equivalente, ejercicio 2025. [1]
Barriles diarios de hidrocarburos líquidos en el tercer trimestre de 2026. [2]
Intervenciones para mantener producción base durante julio-septiembre de 2026. [2]
Estas cifras corresponden a indicadores distintos. La primera mide costos promedio anuales; la segunda, producción diaria de líquidos durante un trimestre; la tercera, actividad operativa de mantenimiento. Juntas muestran por qué el volumen extraído no basta para evaluar la economía de una petrolera.
| Indicador | Periodo de referencia | Dato anterior | Dato reciente | Variación reportada |
|---|---|---|---|---|
| Costo promedio de producción | 2024 / 2025 | US$13.49/bpce | US$13.46/bpce | −0.2% |
| Producción de líquidos, incluyendo socios y condensados | 3T25 / 3T26 | 1,648 Mbd | 1,642 Mbd | −0.4% |
| Producción propia de líquidos | 3T25 / 3T26 | 1,633 Mbd | 1,624 Mbd | −0.6% |
| Producción de socios, líquidos | 3T25 / 3T26 | 15 Mbd | 18 Mbd | +17.4% |
| Producción total de hidrocarburos | 3T25 / 3T26 | 2,387 Mbpced | 2,449 Mbpced | +2.6% |
| Producción de gas hidrocarburo | 3T25 / 3T26 | 3,730 MMpcd | 4,094 MMpcd | +9.8% |
Fuentes: reporte anual Form 20-F 2025 de PEMEX y reporte de resultados del tercer trimestre de 2026. [1] [2] Mbd: miles de barriles diarios; bpce: barril de petróleo crudo equivalente; Mbpced: miles de barriles equivalentes diarios; MMpcd: millones de pies cúbicos diarios. Los porcentajes son los publicados por PEMEX y pueden diferir de operaciones con cifras redondeadas.
La comparación obliga a matizar cualquier afirmación sobre una recuperación general de la producción. En el tercer trimestre de 2026 aumentó el volumen total de hidrocarburos expresado en equivalentes de petróleo, mientras disminuyó ligeramente la extracción de líquidos frente al mismo trimestre de 2025.
La mayor aportación del gas explica parte de esa diferencia. Por ello, un incremento de producción expresado en barriles equivalentes no debe interpretarse automáticamente como un aumento del petróleo crudo disponible para refinación o exportación.
En la comparecencia presentada el 9 de noviembre de 2026 ante la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, PEMEX informó que había mantenido una plataforma cercana a 1.65 millones de barriles diarios durante octubre de 2025 a septiembre de 2026. También comunicó una restitución de reservas probadas de hidrocarburos de 102.6%, con corte al 1 de enero de 2026.[3]
La restitución de reservas constituye un indicador relevante para el futuro productivo, pero no equivale a producción inmediata. Desarrollar una reserva puede requerir perforación, instalaciones, capacidad de manejo de gas, nuevas inversiones y tiempo. Una reserva incorporada al balance técnico no se convierte automáticamente en flujo de efectivo.
La radiografía de PEMEX en 2026 permite contextualizar refinación, deuda y comercialización. Aquí el análisis se concentra en una cuestión diferente: la economía de mantener y sustituir la producción de los yacimientos.
2. Qué incluye realmente el costo de producir petróleo
La expresión lifting cost, o costo de extracción, suele utilizarse para describir los costos asociados con obtener hidrocarburos de pozos e instalaciones existentes. Su alcance no es idéntico en todas las compañías: depende de los criterios utilizados para clasificar gastos, impuestos, servicios e infraestructura.
El Form 20-F de PEMEX calcula su costo promedio de producción conforme a ASC Topic 932, dividiendo gastos de producción expresados en dólares entre la producción de petróleo y gas convertida a barriles equivalentes.
El indicador contempla costos directos e indirectos de operación y mantenimiento, personal, materiales, combustibles, gas de bombeo neumático, nitrógeno, servicios, reparaciones no capitalizadas y determinados impuestos y derechos. Excluye depreciación, amortización de inversiones en pozos y partidas vinculadas con exploración, desarrollo y perforación, entre otras. [1]
En consecuencia, los 13.46 dólares no representan el costo completo de descubrir, desarrollar, operar y abandonar un yacimiento. Tampoco deben interpretarse como el costo exclusivo de un barril físico de crudo: el denominador incorpora petróleo y gas sobre una base energética equivalente.
Una cifra nacional puede ocultar diferencias entre activos
| Activo o agrupación reportada | 2023 | 2024 | 2025 |
|---|---|---|---|
| Ku-Maloob-Zaap | 15.49 | 14.78 | 12.91 |
| Ayatsil | 17.34 | 11.54 | 10.56 |
| Otros campos | 14.07 | 13.20 | 13.77 |
| Total de campos | 14.50 | 13.49 | 13.46 |
Fuente: PEMEX, Form 20-F 2025, sección Sales Prices and Production Costs, página 40. [1] Se conserva la clasificación del cuadro original; no deben sumarse los costos unitarios ni interpretarse como costos marginales.
El comportamiento de estas categorías demuestra que el costo no evoluciona de manera uniforme. Mientras algunos activos redujeron su indicador promedio, la agrupación de otros campos registró un incremento entre 2024 y 2025.
El costo consolidado es un promedio ponderado por producción y puede cambiar debido a la composición de los volúmenes, la eficiencia operativa, las partidas indirectas, el régimen fiscal y la conversión monetaria. No permite concluir que todos los pozos se volvieron más baratos ni que las nuevas inversiones ofrecen la misma rentabilidad que las instalaciones existentes.
Para la toma de decisiones hay que distinguir tres preguntas: cuánto cuesta operar hoy, cuánto cuesta recuperar los barriles que se perderían sin inversión y cuánto cuesta construir capacidad adicional. Cada una requiere un conjunto de datos diferente.
3. El costo marginal real: cuánto cuesta obtener el siguiente barril
El costo marginal es el cambio en el costo económico ocasionado por una variación de producción. En términos estrictos, representa la variación del costo frente a una unidad adicional. En proyectos reales, donde perforar o intervenir implica inversiones discretas, suele aproximarse mediante el costo incremental promedio de una decisión.
El numerador, ΔC, debe incluir los costos que cambian al ejecutar la alternativa evaluada. El denominador, ΔQ, representa la producción adicional atribuible a esa alternativa respecto de lo que habría ocurrido sin ella.
La palabra atribuible es decisiva. Si un campo produce 10,000 barriles diarios y una intervención permite conservar ese volumen, no basta afirmar que no hubo incremento porque la producción permaneció estable. Si la trayectoria esperada sin intervención era de 9,000 barriles diarios, parte del resultado económico consiste precisamente en evitar la pérdida.
Ese escenario sin intervención se conoce como caso base o contrafactual. Debe elaborarse con historia de producción, comportamiento del yacimiento, disponibilidad de instalaciones y restricciones operativas. No es una cifra observada directamente: es una estimación técnica que debe validarse y actualizarse conforme aparecen resultados.
Corto plazo frente a largo plazo
En el corto plazo, obtener producción adicional puede requerir únicamente más energía, reactivos, servicios o capacidad operativa disponible. En esas circunstancias, el costo incremental podría ser inferior al costo promedio, porque parte de la infraestructura ya existe.
Pero si la instalación alcanzó su capacidad de separación, la tubería disponible tiene restricciones o el pozo necesita una reparación mayor, obtener producción adicional puede exigir inversiones que modifican por completo el cálculo.
El costo no aumenta necesariamente de forma continua. Puede presentar saltos cuando se necesita un nuevo compresor, una plataforma, una estación de bombeo o una ampliación de tratamiento. Después de esa inversión, los siguientes incrementos pueden volver a aprovechar capacidad disponible.
Los conceptos que no deben confundirse
| Concepto | Qué mide | Uso en la decisión |
|---|---|---|
| Costo medio | Costos incluidos en una métrica divididos entre el volumen correspondiente. | Comparar eficiencia con igual metodología. |
| Costo marginal | Variación económica por una unidad adicional de producción. | Evaluar el efecto de producir más o menos. |
| Costo incremental | Cambio total de costos entre dos alternativas. | Valorar una intervención o desarrollo. |
| Costo hundido | Desembolso histórico que ya no puede recuperarse. | No cargarlo nuevamente como desembolso futuro. |
| Costo de desarrollo | Recursos para llevar reservas a capacidad productiva. | Evaluar pozos, instalaciones y nueva infraestructura. |
| Costo evitado | Gasto que desaparece mediante una decisión. | Cuantificar ahorros de operación o mantenimiento. |
| Precio de equilibrio | Precio que permite satisfacer un criterio económico definido. | Determinar sensibilidad ante precios del crudo. |
Dividir el gasto consolidado de PEMEX entre todos los barriles producidos no resuelve estas preguntas. Mezclaría actividades, horizontes de inversión y estructuras de costos diferentes, incluso partidas ajenas a la extracción.
4. Por qué un campo petrolero pierde producción
La extracción modifica las condiciones físicas del yacimiento. Al retirar fluidos pueden disminuir la presión y la capacidad de flujo hacia el pozo. La permeabilidad, la saturación de fluidos, las propiedades de la roca y los mecanismos naturales de empuje determinan cómo evoluciona la producción.
En ciertos yacimientos, la caída de presión libera gas previamente disuelto en el petróleo. En otros, el avance del agua o la comunicación entre zonas modifica la proporción de fluidos que llegan a superficie. Las condiciones pueden variar entre pozos de un mismo campo.
Por eso, la declinación no es una fecha en la que un yacimiento deja repentinamente de producir. Es una trayectoria que necesita observarse y gestionarse a lo largo de su vida.
La Agencia Internacional de Energía publicó en septiembre de 2025 un estudio sobre declinación de campos de petróleo y gas, basado en registros de alrededor de 15,000 campos. El documento examina cómo las características de los activos y las necesidades de reinversión condicionan la capacidad de mantener la oferta mundial. [4]
Esa investigación ofrece contexto internacional, pero no establece una tasa de declinación aplicable automáticamente a PEMEX. Un campo terrestre convencional, un activo marino maduro y un proyecto en aguas profundas pueden tener comportamientos económicos y productivos muy distintos.
El agua producida también tiene un costo
Pensemos en un pozo que entrega 1,000 barriles diarios de fluidos. Si el 30% corresponde a agua, la producción de petróleo es de 700 barriles. Si posteriormente el corte de agua llega al 70%, manteniendo el mismo volumen total de fluidos, solamente se obtienen 300 barriles de petróleo.
El ejemplo es hipotético, pero ilustra una dificultad real: bombeo, separación, tratamiento y disposición continúan siendo necesarios aunque disminuya el volumen de crudo comercializable.
El agua producida puede aumentar la demanda energética, favorecer procesos de corrosión e incrustación o requerir instalaciones adicionales. No necesariamente todas estas consecuencias ocurren al mismo tiempo; dependen de la composición de los fluidos y de las condiciones del sistema.
La caída operativa no siempre es geológica
El reporte del tercer trimestre de 2026 identifica fallas en bombeo electrocentrífugo, variaciones en el flujo del ducto asociado a Balam-A y otros acontecimientos operativos que afectaron la producción. Paralelamente, reconoce actividades para compensar la declinación de diversos campos. [2]
Una bomba fuera de servicio puede reducir temporalmente el volumen sin que haya cambiado la capacidad geológica del yacimiento. Repararla puede recuperar disponibilidad; no demuestra necesariamente una mejora de las reservas.
Separar ambas causas es indispensable para evaluar inversiones. Una restricción de infraestructura puede resolverse de manera distinta a una reducción persistente de la presión o productividad. Diagnosticar incorrectamente el problema puede conducir a una intervención costosa sin beneficio suficiente.
5. Ku-Maloob-Zaap y Cantarell: dos economías que no deben confundirse
La historia petrolera mexicana ofrece activos con trayectorias muy distintas. Compararlos ayuda a entender por qué la madurez de un campo no determina por sí sola su rentabilidad.
Ku-Maloob-Zaap: sostener una plataforma de gran escala
En el Form 20-F 2025, PEMEX reportó que la unidad de negocio Ku-Maloob-Zaap produjo en promedio 530,500 barriles diarios de crudo durante ese ejercicio, equivalentes al 32.8% de la producción de crudo bajo la definición utilizada en el documento.
El mismo informe identifica declinación en Ku y Zaap, mientras que el cuadro de costos presenta una reducción del costo promedio de producción de Ku-Maloob-Zaap respecto de 2024. [1]
No existe contradicción necesaria. Un activo puede perder producción en determinados pozos y, al mismo tiempo, mejorar sus costos medios mediante eficiencia operativa, cambios en la composición de producción u otras variables.
La pregunta que permanece abierta es cuánto dinero debe invertirse para compensar las pérdidas futuras de producción y qué volumen económico puede obtenerse mediante esa inversión.
En un complejo marino de gran escala, la posibilidad de utilizar plataformas, ductos y equipos existentes puede favorecer proyectos incrementales. Sin embargo, esa ventaja depende de la capacidad disponible, la integridad de las instalaciones y el costo de mantener sistemas que prestan servicio a múltiples pozos.
Cantarell: la infraestructura histórica no elimina el riesgo económico
El reporte anual de PEMEX sitúa la producción promedio de crudo del proyecto Cantarell en 51,800 barriles diarios durante 2025. A diciembre de ese año, el proyecto acumulaba 573 pozos perforados, de los cuales 79 estaban produciendo.
Estos datos describen un activo con una extensa trayectoria de desarrollo, no una medida directa de la eficiencia de cada pozo. El documento también informa que Akal, uno de sus campos, incrementó su producción promedio frente a 2024. [1]
El caso impide reducir la economía de Cantarell a una sola afirmación sobre agotamiento. Incluso en un proyecto maduro pueden existir oportunidades de reparación, optimización o recuperación adicionales.
También pueden existir obligaciones significativas de mantenimiento, manejo de fluidos, integridad, seguridad y abandono. El análisis económico requiere conocer cuáles de ellas cambiarían si se ejecuta una intervención, se prolonga la operación o se decide cerrar determinadas instalaciones.
El nuevo equilibrio entre gas, condensados y petróleo
En los proyectos terrestres de Veracruz y Tabasco, Bakté e Ixachi se encuentran entre los activos señalados por PEMEX para explicar el crecimiento reciente de producción de gas hidrocarburo. [2]
El rendimiento económico de esos desarrollos no depende exclusivamente del volumen de petróleo que aporten. Debe considerar la producción de gas y condensados, sus mercados, la infraestructura de procesamiento y las condiciones comerciales.
Una unidad adicional de gas convertida a barril equivalente puede tener un valor comercial muy distinto al del petróleo crudo. Por ello, la expansión de la producción total de hidrocarburos no debe analizarse como si todos los volúmenes tuvieran el mismo precio y costo.
6. La inversión que no se ve cuando la producción permanece estable
El reto productivo de PEMEX consiste, en parte, en sustituir los barriles que dejan de aportar sus campos existentes. Si la nueva producción solamente compensa esa pérdida, el resultado agregado puede parecer estable aunque exista una intensa actividad de inversión y mantenimiento.
Durante el tercer trimestre de 2026, PEMEX reportó 391 reparaciones menores y 110 estimulaciones de pozos para mantener su producción base. Por separado, informó 21 terminaciones de pozos de desarrollo, cuatro exploratorias y 36 reparaciones mayores. [2]
El número de intervenciones evidencia actividad, pero no permite calcular por sí solo su retorno. Para saber si el capital y los servicios contratados crearon valor habría que conocer el costo de cada intervención, el volumen incremental obtenido y la duración del beneficio.
CAPEX no es lo mismo que inversión presupuestal
El reporte de resultados del tercer trimestre de 2026 distingue una inversión presupuestal aprobada de 303.3 mil millones de pesos y un CAPEX aprobado de 127.8 mil millones. La primera categoría incluye inversión no capitalizable.
| Concepto | Presupuesto anual aprobado | Ejercido enero-septiembre |
|---|---|---|
| Inversión presupuestal total | 303.3 | 190.4 |
| Inversión presupuestal de Exploración y Extracción | 246.1 | 153.4 |
| CAPEX total | 127.8 | 76.7 |
| CAPEX de Exploración y Extracción | 79.9 | 47.5 |
Cifras en miles de millones de pesos mexicanos (MXN), términos nominales. Fuente: PEMEX, reporte 3T26, apartado 7.6, página 21. Presupuesto con adecuación al cierre de septiembre de 2026. [2] Las categorías tienen alcances diferentes y no deben sumarse.
Los montos muestran el peso de Exploración y Extracción dentro de la asignación presupuestal, pero todavía no permiten determinar cuánto cuesta conseguir cada barril incremental.
Una inversión ejercida puede financiar instalaciones que entrarán en funcionamiento más adelante, trabajos cuyo efecto será mantener producción, proyectos de exploración con riesgo de éxito o mejoras operativas que reduzcan costos sin incrementar inmediatamente los volúmenes.
El OPEX corresponde al gasto de operación. El CAPEX representa inversiones capitalizables bajo los criterios contables aplicables. El desembolso efectivo, el reconocimiento contable y el resultado productivo no siempre ocurren en el mismo periodo.
Por ejemplo, instalar una bomba puede clasificarse de manera diferente según se trate de una reparación ordinaria, la reposición de un componente o una inversión que genere beneficios económicos futuros conforme a las políticas contables.
La evaluación de un proyecto debe reconstruir sus flujos reales. Aplicar depreciación, sumar toda la inversión inicial y agregar nuevamente un gasto capitalizado dentro del mismo modelo sin ajustes puede duplicar costos y distorsionar la rentabilidad.
Para las empresas especializadas, esta estructura de inversión abre posibilidades relacionadas con mantenimiento, intervención, perforación, manejo de fluidos y monitoreo. El artículo sobre servicios de perforación petrolera en México explica las tecnologías y capacidades que participan en distintas etapas de la vida de un pozo.
7. Modelo económico: cuánto puede costar frenar la declinación
Para observar cómo cambia la economía del barril conviene construir un modelo sencillo. No pretende reproducir las condiciones particulares de PEMEX, sino mostrar por qué el costo marginal exige información distinta al costo operativo promedio.
Escenario A: producción relativamente estable
Supongamos un campo de petróleo que produjo 100,000 barriles durante el año anterior. Para el siguiente ejercicio se esperan 95,000 barriles, una reducción supuesta de 5%.
La operación requiere 900,000 dólares de costos fijos anuales y cinco dólares de costo variable por barril. Si no se necesitan inversiones adicionales, el OPEX asciende a 1.375 millones de dólares, equivalente a unos 14.47 dólares por barril.
Escenario B: un campo que pierde productividad
Supongamos ahora que otro campo, con la misma producción histórica y estructura simplificada de costos, cae a 75,000 barriles durante el siguiente ejercicio: una disminución supuesta de 25%.
El OPEX baja a 1.275 millones de dólares porque disminuye el costo variable total. Sin embargo, el costo operativo unitario aumenta a 17 dólares. Los costos fijos se distribuyen entre menos barriles.
Escenario C: intervenir para recuperar producción
En el segundo campo se evalúa una intervención capitalizable de 600,000 dólares. El modelo supone que logra recuperar 20,000 barriles durante el primer año, elevando la producción de 75,000 a 95,000 barriles.
El OPEX adicional atribuible asciende a 200,000 dólares. Incluye energía, tratamiento y otros recursos necesarios para manejar la producción recuperada. Esta cifra sustituye al cálculo variable simplificado del incremento, para evitar contabilizarlo dos veces.
| Variable | A. Estable | B. Declive sin intervención | C. Declive con intervención |
|---|---|---|---|
| Producción del año anterior | 100,000 bbl | 100,000 bbl | 100,000 bbl |
| Declinación anual base supuesta, sin intervención | 5% | 25% | 25% |
| Producción del año evaluado | 95,000 bbl | 75,000 bbl | 95,000 bbl |
| OPEX total anual | US$1,375,000 | US$1,275,000 | US$1,475,000 |
| OPEX medio por barril | US$14.47 | US$17.00 | US$15.53 |
| CAPEX de la intervención | US$0 | US$0 | US$600,000 |
| Barriles incrementales respecto del caso B | No comparable | 0 | 20,000 |
| Costo incremental por barril recuperado, primer año | No aplicable | No aplicable | US$40.00 |
El resultado muestra que intervenir el campo reduce su OPEX medio de 17 a 15.53 dólares por barril, pero el costo incremental de los barriles recuperados durante el primer año es mucho mayor.
No significa que la intervención deba rechazarse. Si genera beneficios durante varios años, atribuir toda la inversión exclusivamente al volumen del primer ejercicio podría subestimar su atractivo. Hay que extender la evaluación al periodo durante el cual se espera recuperar producción.
Qué ocurre cuando el beneficio dura tres años
Mantengamos la inversión inicial de 600,000 dólares. Supongamos que la intervención genera 20,000, 15,000 y 10,000 barriles adicionales en los tres años siguientes, respectivamente. El OPEX incremental permanece en 10 dólares por barril.
| Periodo | Producción incremental | OPEX incremental |
|---|---|---|
| Año 0 | 0 bbl | US$0 |
| Año 1 | 20,000 bbl | US$200,000 |
| Año 2 | 15,000 bbl | US$150,000 |
| Año 3 | 10,000 bbl | US$100,000 |
| Total | 45,000 bbl | US$450,000 |
Sin descontar los flujos futuros, el costo incremental promedio de los tres años sería de aproximadamente 23.33 dólares por barril: 1.05 millones de dólares de costos adicionales entre 45,000 barriles.
Sin embargo, los barriles del tercer año no generan ingresos hoy. Una evaluación financiera necesita reconocer el valor del dinero en el tiempo. Con una tasa de descuento real ilustrativa de 10%, desembolso inicial en el año cero y flujos al cierre de cada ejercicio, se puede estimar el precio constante que hace cero el valor presente neto.
Donde I0 es la inversión inicial, P el precio realizable neto de costos comerciales no incluidos en el OPEX, ΔQ la producción incremental, ΔOPEX el gasto incremental, r la tasa de descuento y t el periodo correspondiente.
Bajo estos supuestos simplificados, el precio de equilibrio incremental se aproxima a 25.75 dólares por barril. Se trata de un umbral antes de impuestos y de otras obligaciones excluidas del modelo. No es un precio de equilibrio de PEMEX.
El precio modifica la decisión, no la geología
| Precio neto supuesto por barril | VPN aproximado | Resultado del modelo |
|---|---|---|
| US$20 | −US$219,000 | No recupera el costo de oportunidad supuesto. |
| US$30 | +US$162,000 | Genera valor bajo las condiciones planteadas. |
| US$40 | +US$543,000 | Mayor margen frente al riesgo de ejecución. |
| US$50 | +US$924,000 | Mayor valor presente esperado. |
Elaboración analítica de AI Regula Solutions. Valores redondeados a miles de dólares; flujos reales constantes; tasa de descuento real de 10%; sin impuestos, riesgo probabilístico, financiamiento, valor residual ni costos adicionales de abandono.
La conclusión cambia si el volumen recuperado es menor, si el equipo falla antes de tiempo, si la intervención requiere una inversión adicional o si el precio neto disponible para el operador resulta inferior al supuesto.
Un proyecto con incertidumbre técnica significativa necesita escenarios de éxito y fracaso, curvas alternativas y probabilidades razonadas. El promedio de producción de una petrolera no proporciona esos elementos.
8. Cuándo un campo maduro sigue siendo rentable
La existencia de infraestructura construida puede favorecer la continuidad de un campo. Una reparación que aproveche pozos, ductos y sistemas disponibles podría ser más atractiva que desarrollar un activo desde cero.
Sin embargo, el costo histórico de esa infraestructura no debe confundirse con el costo de conservarla. La depreciación contable puede estar avanzada, pero las instalaciones todavía necesitan mantenimiento, inspección y reposiciones.
Una decisión de continuidad debe comparar los ingresos futuros esperados con los costos evitables de operar, el capital adicional necesario, las obligaciones que permanecen y las alternativas de utilización de los recursos.
El criterio no consiste en abandonar automáticamente un activo porque el costo unitario aumente. Un campo puede generar contribución económica positiva incluso con una producción reducida. El cierre también puede implicar costos de taponamiento, desmantelamiento, restauración y compromisos contractuales.
Precio de equilibrio operativo y precio de ciclo completo
El primero responde si los ingresos permiten cubrir los gastos relevantes de continuar produciendo bajo condiciones definidas. El segundo incorpora un horizonte más amplio, con inversiones y obligaciones del desarrollo, además del rendimiento económico exigido.
Ambos pueden diferir considerablemente. Un campo puede justificar mantenerse abierto porque cubre sus costos evitables, aunque no resulte atractivo desarrollar un proyecto nuevo con las mismas características.
En la industria mexicana debe considerarse también la calidad del crudo y el precio efectivamente realizable. Un barril de petróleo pesado con determinadas propiedades comerciales puede recibir una valoración distinta de un crudo ligero. El gas asociado, los condensados, el transporte y las restricciones de infraestructura modifican el resultado.
Los derechos, impuestos y demás contraprestaciones aplicables requieren analizarse conforme al régimen jurídico y contractual correspondiente. No existe un único precio universal capaz de determinar simultáneamente la rentabilidad de todos los campos de PEMEX.
9. Mejorar las finanzas no equivale automáticamente a producir más barato
El tercer trimestre de 2026 presentó una mejora financiera importante. PEMEX informó ingresos por ventas y servicios de 486.8 mil millones de pesos, EBITDA de 123.8 mil millones y utilidad operativa de 97.6 mil millones. La deuda financiera se ubicó en 77.6 mil millones de dólares al cierre de septiembre.[2]
Esos resultados deben valorarse por lo que representan: cambios en la operación y situación financiera de una empresa integrada. No permiten deducir que todos sus campos tienen menores costos marginales ni que desapareció la necesidad de inversión productiva.
En una petrolera integrada, la utilidad puede mejorar por mayores precios de venta, cambios de márgenes de refinación, menor deterioro de activos, efectos fiscales u otros factores. El EBITDA ofrece una perspectiva operativa, pero tampoco equivale al dinero disponible para desarrollar yacimientos.
El flujo de efectivo aporta otra dimensión
Los estados consolidados del periodo enero-septiembre de 2026 registraron flujos operativos netos por 171.3 mil millones de pesos y flujos netos utilizados en inversión por 107.5 mil millones. El excedente previo a las actividades de financiamiento fue de aproximadamente 63.8 mil millones de pesos. [2]
Estos montos pertenecen al estado consolidado de flujo de efectivo. No son equivalentes al CAPEX presupuestal antes presentado ni describen exclusivamente Exploración y Extracción.
La situación financiera también debe considerar vencimientos, pagos a proveedores y requerimientos de capital. La reducción de deuda puede aliviar presiones financieras sin eliminar los costos físicos y técnicos de operar campos maduros.
La comparecencia de noviembre de 2026 comunicó una previsión de inversión con recursos propios superior a 1.8 billones de pesos para 2025-2030. [3] Es una previsión plurianual, no un monto ejercido ni una inversión asignable íntegramente a producción incremental de petróleo.
El análisis sobre rescate financiero, deuda y operación de PEMEX desarrolla el papel de los apoyos públicos. Desde la perspectiva de los yacimientos, el desafío consiste en determinar si los recursos disponibles permiten sostener o desarrollar capacidad con un retorno económicamente justificable.
El costo del capital y los proveedores
Los retrasos de pago pueden modificar la economía de una cadena de suministro. Un proveedor necesita financiar personal, equipos, materiales y garantías mientras ejecuta su contrato. Si el cobro tarda, el costo financiero y la exposición de liquidez aumentan.
En el caso de PEMEX, ese fenómeno puede influir en la disponibilidad de empresas dispuestas a participar en trabajos especializados, aunque su efecto sobre los precios de cada contrato debe demostrarse individualmente.
Para comprender la relación entre contraparte, pagos y contratación industrial, resulta útil el análisis de cómo venderle a PEMEX y evaluar el riesgo proveedor. El costo económico del servicio y el riesgo de cobrarlo forman parte de decisiones diferentes, pero estrechamente relacionadas.
10. El marco energético mexicano después de la reforma de 2025
La economía de un proyecto petrolero depende también de los derechos bajo los cuales opera, sus condiciones fiscales y las obligaciones asumidas por las partes.
La Ley del Sector Hidrocarburos, publicada el 18 de marzo de 2025, estableció el marco renovado de exploración y extracción, incluyendo Asignaciones para Desarrollo Propio y Asignaciones para Desarrollo Mixto. La Secretaría de Energía desempeña las funciones que la legislación le atribuye en materia de asignaciones. [5]
El Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos emitido por SENER en 2026 incorpora ese marco institucional y proporciona una perspectiva de planeación sectorial para los próximos años. [6]
Cuando se evalúe un desarrollo con participación privada, es indispensable identificar si la información corresponde a producción operada, producción atribuible a PEMEX, producción de socios o ingresos que efectivamente corresponden a cada participante.
Una misma producción física puede dar lugar a estructuras de remuneración y distribución económica diferentes. La inversión total del proyecto tampoco coincide necesariamente con el desembolso de cada participante.
Las condiciones de los proyectos desarrollados bajo regímenes anteriores deben examinarse conforme a sus instrumentos y disposiciones transitorias. No es correcto atribuir automáticamente a la desaparecida CNH las competencias que corresponden a las autoridades del marco institucional vigente.
11. Matriz para evaluar el costo real de sostener un campo petrolero
Una evaluación rigurosa necesita relacionar las variables físicas del yacimiento con los recursos económicos necesarios para modificarlas. La siguiente matriz identifica información crítica para construir una valoración.
| Variable | Efecto operativo | Consecuencia económica | Dato requerido |
|---|---|---|---|
| Declinación | Menor producción esperada sin acciones adicionales. | Mayor necesidad de reposición. | Curva base por pozo y campo. |
| Presión y productividad | Modificación de capacidad de flujo. | Necesidad de bombeo, inyección o intervención. | Pruebas de presión y productividad. |
| Agua producida | Mayor volumen de fluidos que deben manejarse. | Aumento potencial de costos unitarios. | Corte de agua, capacidad y costo de tratamiento. |
| Gas asociado | Requerimientos de separación, aprovechamiento y transporte. | Ingresos potenciales y costos de manejo. | Volúmenes, composición y capacidad disponible. |
| Intervenciones | Recuperación o preservación de producción. | Costo incremental y retorno esperado. | Desembolso, curva de respuesta y duración. |
| Disponibilidad | Interrupciones de pozos o equipos. | Ingresos perdidos y mantenimiento. | Horas de operación, fallas y producción diferida. |
| Infraestructura existente | Capacidad de recibir producción adicional. | Economías de escala o necesidad de ampliación. | Capacidad libre, integridad y vida remanente. |
| CAPEX | Nuevos pozos, instalaciones o recuperación. | Desembolso inicial y recuperación futura. | Inversión por etapa y calendario. |
| Precio realizable | Valor comercial de crudo, gas y condensados. | Ingresos y sensibilidad del proyecto. | Precios por producto, descuentos y transporte. |
| Régimen fiscal y contractual | Distribución de derechos y contraprestaciones. | Flujo económico atribuible a cada parte. | Asignación, contrato y disposiciones aplicables. |
| Abandono | Cierre de pozos y retiro o aseguramiento de instalaciones. | Obligaciones futuras y valor residual. | Plan, costos, provisiones y calendario. |
| Riesgo técnico | Posibilidad de resultados inferiores a los esperados. | Variación del valor presente y pérdida de capital. | Escenarios, incertidumbre y probabilidad de éxito. |
Esta matriz permite entender por qué los datos agregados, aunque sean oficiales, tienen límites para estimar rentabilidad incremental. La historia de producción es necesaria, pero sin información económica y técnica por proyecto no puede determinarse qué intervención generó el volumen adicional y a qué costo.
También muestra dónde pueden competir los proveedores. Sistemas de monitoreo, instrumentación, medición, gestión de integridad y servicios de mantenimiento pueden aportar valor si mejoran la disponibilidad, reducen pérdidas o ayudan a seleccionar mejores intervenciones.
En el directorio técnico de NEXERGIA Market pueden consultarse categorías de instrumentación, equipos y servicios industriales. La existencia de un proveedor en un directorio no acredita por sí sola su capacidad para ejecutar una intervención petrolera específica; esa evaluación requiere experiencia, documentación y resultados verificables.
12. Qué información falta para conocer el costo marginal de PEMEX
PEMEX publica información suficiente para identificar costos promedio, cambios de producción, inversión consolidada y determinadas características de sus activos. El Form 20-F incluso aporta datos particulares sobre algunos proyectos relevantes.
Pero una estimación del costo marginal por campo exige que las variables productivas y económicas estén vinculadas a la misma decisión. Entre los elementos necesarios destacan:
- Producción base: estimación de la trayectoria sin nuevas intervenciones, distinguiendo declinación natural y pérdida temporal de disponibilidad.
- Producción incremental: resultado atribuible a cada pozo, reparación, proyecto o ampliación de infraestructura.
- Desglose de costos: gastos fijos, variables, servicios, inversión y obligaciones relacionadas con cada alternativa.
- Horizonte económico: duración de la producción recuperada, reinversiones futuras, abandono y valor residual.
- Ingresos realizables: calidad de hidrocarburos, volúmenes comercializados y condiciones fiscales y contractuales.
- Resultados posteriores: contraste entre la producción prevista y la realmente obtenida después de ejecutar el proyecto.
La disponibilidad de estos datos permitiría elaborar curvas de costos incrementales y comparar alternativas de inversión bajo supuestos homogéneos. También ayudaría a explicar por qué se elige intervenir un campo determinado, ampliar infraestructura o destinar recursos a desarrollar nuevas reservas.
No toda esa información tiene que publicarse con el máximo detalle comercial para resultar útil. Pueden difundirse indicadores agregados por proyecto, metodologías, rangos de resultados y análisis posteriores que permitan evaluar el uso del capital sin divulgar información técnicamente sensible.
Conclusión: el barril que México debe aprender a evaluar
El costo promedio de producción de PEMEX durante 2025 proporciona una referencia documentada sobre la economía de sus operaciones existentes. Los reportes de 2026 muestran, además, que la empresa continúa realizando inversiones e intervenciones para sostener la plataforma productiva.
Ninguno de esos elementos permite afirmar que todos los nuevos barriles tienen un costo similar al promedio corporativo. Un pozo recuperado, un campo maduro estabilizado y un nuevo desarrollo representan decisiones con costos, riesgos y horizontes distintos.
La estabilidad de la producción puede ser un logro operativo importante si evita una declinación que habría sido considerable. Su valor económico, no obstante, depende de cuánto capital fue necesario para conseguirla, de la duración del beneficio y de los ingresos generados.
México necesita distinguir entre conservar el volumen petrolero, hacerlo competitivamente y garantizar que la inversión requerida produzca beneficios superiores a sus costos futuros. Esa discusión debe apoyarse en indicadores incrementales, resultados por proyecto y criterios explícitos de rentabilidad.
El siguiente barril de PEMEX no tiene un precio económico predeterminado. Su costo depende de dónde está el recurso, qué infraestructura puede aprovecharse, qué intervención requiere el yacimiento y cuánto petróleo adicional será realmente recuperado.
Determinarlo con rigor es una condición para decidir si el capital petrolero está creando valor sostenible o solamente financiando una plataforma que necesita recursos crecientes para conservar el mismo resultado.
Este artículo forma parte de la serie de investigación Pemex: Corrupción Operativa de AI Regula Solutions, dedicada a estudiar la operación, finanzas, gestión y riesgos de la empresa.
Preguntas frecuentes sobre los costos petroleros de PEMEX
¿Cuánto cuesta producir un barril de petróleo en PEMEX?
El reporte anual de 2025 registra un costo promedio de producción de 13.46 dólares por barril de petróleo equivalente. Se trata de una medida que incluye producción de petróleo y gas bajo una metodología específica. No representa el costo completo del ciclo de vida ni el costo marginal del crudo. [1]
¿Cuál es el costo marginal real de PEMEX?
No puede establecerse un único valor con las cifras públicas agregadas. Debe calcularse para una decisión específica, comparando los costos adicionales con la producción incremental atribuible respecto de un caso base.
¿Por qué cuesta más producir en algunos campos maduros?
La menor productividad puede distribuir los costos fijos entre menos barriles. También pueden aumentar las necesidades de bombeo, tratamiento, mantenimiento e intervención. El comportamiento depende de las características del campo.
¿Un campo que declina deja necesariamente de ser rentable?
No. Puede seguir generando valor si los ingresos futuros superan los costos relevantes de continuar produciendo. La decisión debe considerar inversiones adicionales, obligaciones de abandono y alternativas de utilización del capital.
¿Mantener estable la producción requiere inversión?
Frecuentemente sí. Cuando los pozos existentes pierden productividad, el operador necesita recuperar o sustituir parte del volumen mediante intervenciones, mantenimiento, nuevas terminaciones o desarrollo de otros proyectos.
¿Qué diferencia existe entre CAPEX y OPEX en petróleo?
CAPEX corresponde a inversiones capitalizables, como determinadas instalaciones y desarrollos. OPEX representa gastos operativos. La clasificación concreta depende de la naturaleza del trabajo y los criterios contables aplicables.
¿La producción de PEMEX creció durante el tercer trimestre de 2026?
La producción total de hidrocarburos aumentó 2.6% frente al mismo trimestre de 2025, mientras los hidrocarburos líquidos disminuyeron 0.4%. Son indicadores diferentes, por lo que ambos resultados pueden coexistir. [2]
¿Una reducción de deuda significa menor costo de extracción?
No necesariamente. La reducción de deuda puede mejorar la posición financiera y disminuir determinadas presiones de financiamiento. El costo de extracción depende también de las condiciones técnicas, operativas y fiscales de la producción.
Referencias
Investigación documental con fecha de corte del 10 de noviembre de 2026. Las comparaciones trimestrales utilizan los resultados correspondientes al tercer trimestre de 2026, publicados el 30 de octubre. Las cifras anuales de costos corresponden al ejercicio 2025. No se presenta un cierre anual estimado de 2026.
- Petróleos Mexicanos. Annual Report, Form 20-F, for the Fiscal Year Ended December 31, 2025. Presentado ante la Securities and Exchange Commission el 30 de abril de 2026. Secciones Sales Prices and Production Costs, Crude Oil and Natural Gas Production y Significant Exploration and Production Projects. Fuente de costos promedio, características de activos y datos anuales. Consultar reporte anual completo en PDF .
- Petróleos Mexicanos. Reporte de resultados no dictaminados del tercer trimestre de 2026. 30 de octubre de 2026. Periodo del 1 de julio al 30 de septiembre de 2026. Apartados 1, 3, 5, 7.6 y estados consolidados de flujo de efectivo. Fuente principal de producción trimestral, intervenciones, inversión y resultados financieros. Consultar reporte 3T26 en PDF .
- Petróleos Mexicanos. Pemex avanza: mantiene la producción, eleva la refinación y reduce su deuda. Comunicado nacional 87/2026, publicado el 9 de noviembre de 2026. Información de la comparecencia del director general ante la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados. Incluye resultados del periodo octubre de 2025-septiembre de 2026, restitución de reservas y previsiones de inversión. Consultar comunicado institucional .
- International Energy Agency (IEA). The Implications of Oil and Gas Field Decline Rates. París, 16 de septiembre de 2025. Investigación internacional sobre comportamiento de campos, declinación y necesidades de inversión para sostener la oferta petrolera y gasífera. Consultar estudio internacional .
- Congreso de la Unión. Ley del Sector Hidrocarburos. Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 18 de marzo de 2025. Disposiciones sobre exploración, extracción, asignaciones, contratos y atribuciones institucionales. Consultar legislación federal .
- Secretaría de Energía. Acuerdo por el que la Secretaría de Energía emite el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos. Acuerdo fechado el 4 de agosto de 2026, publicado en el Diario Oficial de la Federación. Véanse el diagnóstico sectorial, los apartados de exploración y extracción y el marco de asignaciones posterior a la reforma energética de 2025. Consultar Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos .
Nota metodológica final: las definiciones de crudo, condensados, gas hidrocarburo, gas natural y barril de petróleo equivalente se conservan conforme a los documentos utilizados. El modelo económico es una elaboración didáctica independiente, no una estimación oficial del costo marginal de PEMEX. Los resultados hipotéticos no sustituyen estudios de yacimientos, valoraciones económicas ni análisis de contratos específicos.
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