Refinería de Tula: por qué es clave para gasolina, diésel y combustóleo
Capacidad, producción, conversión, coquizadora, contratos y logística de la Refinería Miguel Hidalgo, el principal centro de refinación del centro de México.
Respuesta rápida
La Refinería Miguel Hidalgo es estratégica porque combina una capacidad nominal histórica de referencia de 315 mil barriles diarios, una ubicación cercana al principal centro de consumo del país y una red logística que abastece al centro de México. Entre enero y mayo de 2026 procesó en promedio 248.7 mil barriles diarios, cerca de 79% de esa referencia, y elaboró 228.5 mil barriles diarios de petrolíferos. La coquizadora inició operaciones en 2025 y busca transformar residuales pesados en productos de mayor valor; sin embargo, el proyecto completo todavía depende de nuevas hidrotratadoras, servicios auxiliares, almacenamiento e integración. Tula ya muestra mayor carga y más combustibles útiles, pero la reducción sostenida del combustóleo debe comprobarse con series mensuales por producto y disponibilidad de unidades.
Una refinería no elige obtener gasolina, diésel o combustóleo con sólo modificar una instrucción. El resultado depende del crudo que recibe y de las unidades disponibles para separar, convertir y limpiar cada corriente. En Tula, procesar más petróleo no garantiza automáticamente producir más gasolina y diésel. Si las unidades de conversión o tratamiento son insuficientes, una parte mayor de la carga puede terminar como producto pesado.
La pregunta relevante es por qué la configuración de Tula importa tanto como su capacidad. La respuesta comienza en su posición regional, pero termina dentro de sus plantas: destilación, vacío, desintegración catalítica, hidrógeno, hidrotratamiento, recuperación de azufre y coquización. Esas unidades determinan si el barril se convierte en combustibles de mayor valor o permanece como residual.
La conversión profunda permite transformar residuos pesados en productos más valiosos. Sin suficiente capacidad de coquización y tratamiento, una refinería puede aumentar su carga y continuar produciendo cantidades importantes de combustóleo.
Resumen ejecutivo: siete claves para entender Tula
Mayor proceso del sistema
Tula registró entre 221.7 y 262.8 Mbd de proceso mensual entre enero y mayo de 2026.
Capacidad de referencia
La capacidad histórica utilizada en el análisis es 315 Mbd; el proyecto busca elevarla y mejorar la conversión.
Producción relevante
La elaboración promedio fue de 228.5 Mbd en enero-mayo de 2026.
75% de alto valor
Gasolinas, diésel y turbosina representaron cerca de tres cuartas partes de la elaboración.
Coquizadora en operación
Pemex informa que inició operaciones en 2025; la integración completa continúa en 2026.
Proyecto multietapa
Incluye coquizadora, hidrotratadoras, hidrógeno, azufre, almacenamiento y servicios auxiliares.
Riesgo de evidencia
Falta una serie pública por planta que permita medir combustóleo, rendimientos y disponibilidad de cada unidad.
Por qué Tula importa para el centro de México
La Refinería Miguel Hidalgo se encuentra en Tula de Allende, Hidalgo, dentro de un corredor que conecta instalaciones industriales, terminales, ductos y los principales centros de consumo del altiplano. Su cercanía relativa con el Valle de México reduce distancias frente a refinerías costeras y permite responder a una demanda concentrada de gasolina, diésel, turbosina y combustibles industriales.
La ubicación no elimina los riesgos. Tula depende de la recepción estable de crudo, de sistemas de almacenamiento, de líneas de producto y de terminales capaces de absorber la producción. Una planta puede estar disponible y reducir carga si no cuenta con espacio en tanques, si una ruta logística está restringida o si la calidad del producto obliga a segregarlo. Para el contexto completo, consulte el hub Refinerías en México: mapa, capacidad y problemas por planta.
Su peso regional también se explica por la demanda industrial. El centro del país concentra manufactura, transporte, aviación y consumo urbano. Por eso Tula no sólo debe procesar crudo: debe entregar productos dentro de especificación y en el momento en que los requieren terminales y consumidores.
Capacidad nominal y proceso real
La capacidad nominal es el máximo de diseño; la capacidad disponible es la parte que puede utilizarse con equipos y servicios en condiciones; el proceso es el crudo realmente cargado; la utilización compara proceso con capacidad; y la elaboración representa los petrolíferos obtenidos. Mezclar estos conceptos conduce a conclusiones incorrectas.
| Periodo | Capacidad nominal | Proceso | Utilización | Fuente |
|---|---|---|---|---|
| Enero 2026 | 315 Mbd | 221.737 Mbd | 70.4% | Pemex eBDI |
| Febrero 2026 | 315 Mbd | 251.549 Mbd | 79.9% | Pemex eBDI |
| Marzo 2026 | 315 Mbd | 250.231 Mbd | 79.4% | Pemex eBDI |
| Abril 2026 | 315 Mbd | 262.807 Mbd | 83.4% | Pemex eBDI |
| Mayo 2026 | 315 Mbd | 256.946 Mbd | 81.6% | Pemex eBDI |
| Promedio ene.–may. | 315 Mbd | 248.654 Mbd | 78.9% | Cálculo con datos Pemex |
La serie muestra que Tula operó a una carga elevada durante los primeros cinco meses de 2026. Eso es relevante, pero la eficiencia final depende de qué proporción se transformó en destilados de mayor valor y cuánto combustóleo permaneció en la mezcla.
La configuración: dónde se decide el valor del barril
Las plantas de destilación separan el crudo por puntos de ebullición. Las unidades al vacío procesan fracciones pesadas sin degradarlas. La desintegración catalítica rompe moléculas para producir componentes de gasolina. Las reformadoras elevan octanaje. Las hidrodesulfuradoras reducen azufre en naftas y diésel. La planta de hidrógeno alimenta esos tratamientos y la recuperación de azufre evita liberar compuestos sulfurados.
| Unidad | Función | Capacidad | Estado | Restricción |
|---|---|---|---|---|
| Destilación atmosférica | Separa crudo | Incluida en capacidad global | Operativa | Crudo, hornos y desalado |
| Destilación al vacío | Separa residuales | No desglosada | Operativa parcial | Integración con conversión |
| Catalíticas 1 y 2 | Componentes de gasolina | No desglosada | Rehabilitadas dentro del proyecto | Carga, catalizador y servicios |
| Coquizadora | Convierte residuales | No publicada en tablero mensual | Inicio de operaciones en 2025 | Integración con hidrotratamiento |
| HDS de naftas | Reduce azufre | No desglosada | Programada para operación 2026 | Hidrógeno y servicios |
| HDS de diésel | Produce diésel bajo en azufre | No desglosada | Programada para operación 2026 | Hidrógeno y calidad |
| Recuperadora de azufre 5 | Controla azufre | No desglosada | Rehabilitación contratada | Disponibilidad y emisiones |
| Servicios auxiliares | Vapor, agua y electricidad | No aplica | En integración | Puede limitar todo el complejo |
Qué productos obtiene Tula
Entre enero y mayo de 2026, la elaboración promedio total fue de 228.5 Mbd. Pemex publica el total por refinería y fuentes secundarias que compilaron esos datos indican que gasolina, diésel y turbosina representaron alrededor de 75%. Esto equivale a aproximadamente 171.4 Mbd de productos de mayor valor, pero no permite separar cada producto con precisión dentro del mismo periodo.
| Periodo | Gasolina | Diésel | Turbosina | Gas LP | Combustóleo | Otros |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Enero–mayo 2026 | ≈171.4 Mbd agregados; desglose no publicado en la fuente compilada | No disponible | No disponible por planta | ≈57.1 Mbd residuales y otros, cálculo indicativo | ||
| Total elaboración | 228.537 Mbd promedio | |||||
La diferencia entre proceso y elaboración también requiere cuidado. El proceso promedio fue 248.7 Mbd y la elaboración 228.5 Mbd. La brecha incluye autoconsumos, pérdidas de proceso, variaciones de inventario y diferencias de medición; no debe interpretarse como pérdida económica directa sin un balance completo.
Gasolina y diésel: la prioridad económica
La gasolina y el diésel tienen mayor valor comercial que el combustóleo en la mayoría de los escenarios. La gasolina depende de destilación, catalítica, reformación y mezcla. El diésel exige destilación e hidrotratamiento para controlar azufre. Una refinería puede producir volumen, pero si la planta de hidrógeno o las hidrodesulfuradoras están limitadas, una parte del producto puede requerir procesamiento adicional.
El impacto debe leerse dentro del mercado nacional. El artículo Diésel en México: producción, importaciones, transporte e industria explica por qué este combustible sostiene transporte de carga, agricultura y maquinaria. Para gasolina, la relación entre producción, importaciones y precio se analiza en quién regula el precio de la gasolina en México.
Combustóleo: indicador de conversión, no un residuo sin valor
El combustóleo es la fracción pesada que permanece después de separar productos ligeros y medios. Se genera en mayor proporción cuando se procesa crudo pesado y la capacidad de conversión es limitada. Puede utilizarse en ciertos procesos industriales o mercados marítimos, pero enfrenta restricciones por contenido de azufre, emisiones y menor valor relativo frente a gasolina y diésel.
Por eso el combustóleo es un indicador útil del desempeño de Tula, aunque no el único. Una reducción puede significar mejor conversión, pero también cambios de crudo, inventarios o transferencias. Para comprobar el efecto de la coquizadora se requiere comparar el mismo periodo antes y después, con carga, producción, calidad y disponibilidad de unidades.
No basta anunciar que la coquizadora reduce combustóleo. Deben publicarse toneladas de coque, barriles de residuales convertidos, aumento de destilados y operación sostenida de las plantas vinculadas.
La coquizadora: pieza central, pero no proyecto aislado
La coquización retardada calienta residuos pesados y los transforma en gases, naftas, gasóleos y coque. Su importancia radica en que permite recuperar valor de corrientes que antes terminarían como combustóleo. Pemex informó en marzo de 2026 que la planta inició operaciones en 2025 y que durante 2026 se programó la entrada de nuevas hidrotratadoras de naftas y diésel.
El proyecto de Aprovechamiento de Residuales incluye más que la coquizadora: plantas de hidrógeno, hidrodesulfuración, isomerización, reformación, alquilación y azufre; rehabilitación de plantas existentes; almacenamiento; servicios y pruebas. La ASF informó un avance de 98.3% al cierre de 2024 para la planta de coquización retardada, mientras otros contratos permanecían en ejecución.
Inicio del proyecto
Se estructura la modernización y comienza la construcción.
Interrupción y reprogramación
La obra queda inconclusa y requiere una nueva estrategia.
Contrato de conclusión
Se formaliza el contrato PTI-ID-TULA-O-1-2021 con ICA Fluor Daniel.
Paquetes complementarios
Se contratan hidrotratadoras, almacenamiento, servicios, integración y rehabilitación.
Avance de 98.3%
La ASF reporta el avance físico de la planta de coquización retardada.
Inicio de operaciones
Pemex comunica que la coquizadora comenzó a operar.
Integración pendiente
Se programan hidrotratadoras de naftas y diésel y continúa la evaluación de resultados.
| Hito | Fecha prometida | Fecha comprobada | Evidencia | Estado |
|---|---|---|---|---|
| Conclusión de coquizadora | 2023–2024 | Inicio de operación 2025 | Pemex 2026 | Comprobado |
| Hidrotratadoras | 2025 | Programadas 2026 | Pemex 2026 | En integración |
| Servicios y almacenamiento | 2024–2025 | Contratos prorrogados | ASF CP 2024 | Parcial |
| Reducción sostenida de combustóleo | Tras operación | No publicada por planta | Serie pendiente | No verificable |
Contratos e inversión: el proyecto en cifras
La ASF reportó que Pemex Transformación Industrial formalizó 19 contratos para ingeniería, procura, construcción, pruebas y arranque. Cinco contratos vigentes en 2024 sumaban 54,370 millones de pesos antes de IVA. La cifra no debe confundirse con el costo total del proyecto: corresponde a una muestra de contratos y puede incluir importes en pesos y dólares homologados.
| Contrato | Empresa | Objeto | Monto contratado | Fecha | Estado 2024 |
|---|---|---|---|---|---|
| PTI-ID-TULA-O-1-2021 | ICA Fluor Daniel | Conclusión de coquizadora | $11,199.6 MDP más componentes en dólares según expediente | 27/10/2021 | En ejecución; plazo a 2025 |
| PTRI-PTI-ID-TULA-O-5-2022 | ICA Fluor Daniel | HDS naftas y diésel, hidrógeno, aguas amargas, aminas, electricidad y desfogue | $28,261.7 MDP | 02/09/2022 | En ejecución |
| PTRI-PTI-ID-TULA-O-6-2022 | Grupo Constructor Industrial Oil & Gas | Almacenamiento, servicios e integración 4A | $4,175.0 MDP | 31/10/2022 | En ejecución |
| PTRI-PTI-ID-TULA-O-9-2022 | ICA Fluor Daniel | Azufre 5, catalíticas, CCR, hidrotratadoras y bombas | $6,620.7 MDP | 26/12/2022 | En ejecución |
| PTRI-PTI-ID-TULA-O-10-2023 | ICA Fluor Daniel | Servicios auxiliares e integración 4B | $4,113.1 MDP | 16/01/2023 | En ejecución |
En la Cuenta Pública 2024, el proyecto reportó 9,332 millones de pesos ejercidos durante el año. La auditoría revisó seis contratos por 1,997 millones de pesos, equivalentes a 21.4% del universo. El costo-beneficio de 2022 situó una estimación inicial de 57,800 millones de pesos y el monto autorizado fue actualizado; las diferencias responden a alcance, temporalidad y metodología.
Mantenimiento: la modernización no sustituye la confiabilidad diaria
Tula opera equipos maduros junto con instalaciones nuevas. Esta combinación exige mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo. Los hornos requieren control de refractarios y quemadores; las bombas necesitan sellos, alineación y vibración; las válvulas deben contener fluidos a presión; los intercambiadores acumulan ensuciamiento; y las subestaciones, vapor y agua pueden limitar varias plantas simultáneamente.
La ASF revisó en 2024 contratos de torres de enfriamiento, calentadores, tanques, intercambiadores y un compresor centrífugo. La diversidad de activos muestra que el mantenimiento no es una obra única. La modernización cambia la configuración; la integridad mecánica evita que la configuración disponible pierda continuidad.
Los artículos sobre tubos de acero y normas API, cómo vender tubería al sector energético y telemetría, SCADA e IoT explican las capacidades técnicas que necesita esta cadena.
Crudos: densidad, azufre y necesidad de conversión
Tula procesa mezclas de crudos ligeros y pesados. El crudo pesado contiene una mayor proporción de moléculas grandes y residuos; el contenido de azufre eleva la necesidad de hidrógeno y tratamiento. La gravedad API permite clasificar la densidad: un número menor indica un crudo más pesado. Para profundizar consulte API Gravity y clasificación de crudos y densidad relativa del crudo.
La estrategia de residuales busca aprovechar crudos más pesados sin elevar en la misma proporción el combustóleo. Eso requiere coquizadora, hidrógeno, hidrotratamiento y recuperación de azufre. La capacidad nominal no significa que cualquier dieta pueda procesarse con el mismo rendimiento.
Logística: la ventaja regional también puede convertirse en cuello de botella
La refinería recibe crudo mediante la infraestructura nacional y despacha productos hacia terminales del centro. Su posición facilita abastecer el Valle de México y corredores industriales, pero la operación depende de ductos, bombeo, inventarios y almacenamiento. No se inventan rutas específicas cuando la capacidad por línea no está publicada.
Una refinería puede bajar carga si los tanques de combustóleo se llenan o si el producto terminado no puede salir. La medición fiscal determina cuánto volumen se reconoce en transferencias; el artículo por qué un dato mal medido cuesta dinero explica esa relación.
Ambiente y comunidad: un activo dentro de una región presionada
La región Tula–Tepeji concentra refinería, termoeléctrica, cementeras, industria y corredores logísticos. Esta concentración exige distinguir emisiones por fuente y no atribuir contaminación sin inventarios, inspecciones o resoluciones. Los principales temas son óxidos de azufre, partículas, compuestos orgánicos, aguas residuales, residuos, antorcha y consumo de agua.
La modernización puede reducir combustóleo y mejorar calidad de combustibles, pero también incorpora nuevas unidades que deben controlar emisiones y aguas amargas. La recuperación de azufre, el tratamiento de agua y el monitoreo continuo son tan importantes como la coquizadora. No se presenta un permiso como prueba de cumplimiento permanente ni una denuncia como sanción firme.
Aire
Azufre, partículas, antorcha y combustión.
Agua
Abastecimiento, enfriamiento, tratamiento y descargas.
Seguridad
Pérdida de contención, incendios y servicios críticos.
Comunidad
Información, percepción de riesgo y empleo regional.
Proveedores: oportunidad técnica, no promesa de contrato
La modernización y operación abren demanda para ingeniería, mantenimiento, inspección, tubería, válvulas, bombas, instrumentación, catalizadores, refractarios, hornos, intercambiadores, tratamiento de agua, ambiente, logística y seguridad. El proveedor debe demostrar experiencia, trazabilidad, procedimientos, personal certificado, garantías y capacidad financiera.
El hub Proveedores del sector energético en México ayuda a ubicar categorías. Para capital de trabajo y riesgo contractual, consulte casos de financiamiento energético y por qué los proyectos energéticos no consiguen financiamiento.
Cómo se compara Tula con otras refinerías
Entre enero y mayo de 2026, Tula fue la refinería con mayor proceso y elaboración dentro de México. Dos Bocas tiene mayor capacidad de diseño, pero se encontraba en escalamiento. Madero tiene menor capacidad y una historia de rehabilitación. Deer Park opera con otra configuración, mercado y modelo de contratación; cualquier comparación debe controlar periodo y complejidad.
| Refinería | Capacidad de referencia | Proceso o elaboración | Configuración | Periodo |
|---|---|---|---|---|
| Tula | 315 Mbd | 248.7 proceso / 228.5 elaboración | Coquizadora en integración | Ene.–may. 2026 |
| Olmeca | 340 Mbd | Variable, en escalamiento | Nueva y compleja | 2026 |
| Madero | 186 Mbd | Menor y variable | Activo maduro rehabilitado | 2026 |
| Deer Park | 340 Mbd aprox. | Producción superior | Alta conversión, mercado EUA | 1T26 |
Las diferencias se desarrollan en Refinería Olmeca Dos Bocas, Refinería de Madero y Deer Park, la refinería más productiva de Pemex.
Evaluación: Tula ya es el centro más productivo, pero la transformación no está cerrada
| Dimensión | Indicador | Evidencia | Evaluación |
|---|---|---|---|
| Capacidad | Proceso sostenido | 248.7 Mbd promedio | Comprobado |
| Conversión | Menos residuales | Coquizadora operativa, serie de combustóleo pendiente | Parcial |
| Producción | Destilados | 75% de elaboración | Comprobado |
| Continuidad | Cinco meses altos | 221.7–262.8 Mbd | Comprobado |
| Modernización | Proyecto completo | Hidrotratadoras y servicios en integración | En ejecución |
| Logística | Despacho regional | Posición estratégica; capacidades no abiertas | Parcial |
| Ambiente | Indicadores comparables | Información fragmentada | No verificable |
| Transparencia | Productos por planta | Desglose incompleto | Pendiente |
Tres escenarios para el futuro de Tula
1. Modernización completada
Coquizadora, hidrotratadoras y servicios operan de forma integrada. Baja el combustóleo y suben gasolina y diésel dentro de especificación.
2. Operación con restricciones
La carga se mantiene alta, pero algunas unidades limitan rendimientos y obligan a paros o productos intermedios.
3. Nuevas rehabilitaciones
Equipos maduros, servicios y retrasos requieren contratos adicionales antes de consolidar la conversión profunda.
Conclusión: Tula importa porque convierte ubicación en suministro
Tula es decisiva por tres razones: procesa más crudo que cualquier otra refinería mexicana, se encuentra cerca del mayor mercado del país y dispone de una configuración que está incorporando mayor conversión. Entre enero y mayo de 2026 mostró una carga alta y una elaboración superior al resto del sistema nacional.
El siguiente umbral no es procesar más, sino demostrar que la coquizadora y las plantas vinculadas reducen de forma sostenida el combustóleo y elevan gasolina, diésel y turbosina dentro de especificación. Esa respuesta requiere datos por producto, disponibilidad, corridas, calidad y despacho. Tula ya es el activo más importante del centro; su futuro dependerá de convertir esa escala en confiabilidad, margen y menor impacto ambiental.
Preguntas frecuentes
¿Dónde está la Refinería de Tula?
¿Cuál es su capacidad?
¿Cuánto crudo procesa?
¿Qué produce?
¿Cuánta gasolina produce?
¿Cuánto diésel produce?
¿Por qué produce combustóleo?
¿Qué es la coquizadora?
¿La coquizadora ya funciona?
¿Cuánto se ha invertido?
¿Qué tipo de crudo procesa?
¿Qué unidades tiene?
¿Qué papel tiene para el centro del país?
¿Cómo transporta sus productos?
¿Qué problemas operativos enfrenta?
¿Qué mantenimiento necesita?
¿Qué riesgos ambientales existen?
¿Qué proveedores participan?
¿Cómo se compara con Dos Bocas?
¿Cuál es su futuro?
Fuentes principales
- Pemex, Base de Datos Institucional: proceso y elaboración por refinería, enero–mayo de 2026.
- Pemex, Refinería de Tula cumple 50 años, marzo de 2026.
- Pemex, estados financieros consolidados 2025.
- ASF, Auditoría 2024-0270, Aprovechamiento de Residuales en la Refinería Miguel Hidalgo.
- ASF, Auditoría 2024-0275, proyectos de aprovechamiento de residuales.
- Pemex, Informe Anual 2020 y documentación del proyecto.
- SEMARNAT, documentos sobre la región Tula y gestión ambiental.
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