Conoce las siete refinerías de México, su ubicación, capacidad, producción, problemas operativos y oportunidades para proveedores industriales en 2026.
Cuando una refinería funciona bien, pocas personas la ven. El crudo entra por ducto o terminal, atraviesa hornos, torres de destilación, unidades catalíticas, plantas de azufre, hidrotratadoras y sistemas de almacenamiento; horas después, gasolina, diésel, turbosina y otros petrolíferos comienzan a moverse hacia terminales y centros de consumo.
Cuando algo falla, el efecto puede recorrer cientos de kilómetros.
Una planta fuera de servicio no representa solamente una menor cifra de producción. Puede obligar a sustituir combustibles con importaciones, saturar terminales, alterar rutas logísticas, incrementar inventarios de productos de bajo valor, presionar costos y abrir contratos urgentes de mantenimiento, inspección, reparación, transporte o suministro de componentes.
México llega a 2026 con una infraestructura de refinación mayor que la que tenía al inicio de la década, pero también con una pregunta todavía abierta: ¿la capacidad instalada puede convertirse de manera sostenida en combustibles utilizables, seguros, competitivos y entregados donde el mercado los necesita?
Los datos más recientes de PEMEX muestran una recuperación relevante. Durante el primer trimestre de 2026, las siete refinerías ubicadas en México procesaron en promedio 1.141 millones de barriles diarios de crudo, 22.2% más que en el mismo periodo de 2025. La producción de petrolíferos llegó a 1.110 millones de barriles diarios y 65.7% correspondió a gasolinas, diésel y turbosina. Sin embargo, la utilización promedio de la capacidad de destilación fue de 65.2%, una señal de que el reto ya no consiste solamente en poseer plantas, sino en hacerlas operar de forma estable, integrada y rentable.
En territorio mexicano operan siete refinerías de PEMEX:
Cadereyta, Nuevo León.
Ciudad Madero, Tamaulipas.
Minatitlán, Veracruz.
Salamanca, Guanajuato.
Salina Cruz, Oaxaca.
Tula, Hidalgo.
Olmeca, en Dos Bocas, Tabasco.
Las primeras seis integraron históricamente el Sistema Nacional de Refinación. La refinería Olmeca se incorporó gradualmente a la operación industrial y modificó la escala del sistema.
PEMEX también es propietario de Deer Park, en Texas. Esta planta no se encuentra en México y, por tanto, no forma parte de las siete refinerías nacionales, pero sí forma parte de la estrategia corporativa de refinación, suministro y comercialización de la empresa.
Esta distinción importa. Decir que PEMEX tiene ocho refinerías es correcto desde una perspectiva patrimonial; decir que México tiene ocho refinerías operativas dentro de su territorio no lo es.
| Refinería | Ubicación | Región que atiende o función estratégica | Capacidad de referencia |
|---|---|---|---|
| Ing. Héctor R. Lara Sosa | Cadereyta, Nuevo León | Norte y noreste industrial | Aproximadamente 275 mil barriles diarios |
| Francisco I. Madero | Ciudad Madero, Tamaulipas | Golfo norte y noreste | Aproximadamente 190 mil barriles diarios |
| Gral. Lázaro Cárdenas | Minatitlán, Veracruz | Golfo, sureste y conexión logística | Aproximadamente 285 mil barriles diarios |
| Ing. Antonio M. Amor | Salamanca, Guanajuato | Bajío y centro-occidente | Aproximadamente 245 mil barriles diarios |
| Ing. Antonio Dovalí Jaime | Salina Cruz, Oaxaca | Litoral del Pacífico | Aproximadamente 330 mil barriles diarios |
| Miguel Hidalgo | Tula, Hidalgo | Centro del país y Valle de México | Aproximadamente 315 mil barriles diarios antes de ampliaciones de proceso |
| Olmeca | Paraíso, Tabasco | Nueva capacidad del sureste | 340 mil barriles diarios |
| Deer Park | Texas, Estados Unidos | Refinación externa y acceso logístico estadounidense | 340 mil barriles diarios |
Las cifras individuales deben leerse como capacidades nominales o referencias de diseño, no como producción efectiva. La capacidad real disponible cambia por mantenimiento, configuración, calidad del crudo, integración de plantas secundarias, restricciones de almacenamiento y disponibilidad de servicios auxiliares.
PEMEX reportó para el primer trimestre de 2026 una capacidad instalada de destilación atmosférica de 1.750 millones de barriles diarios en el sistema nacional. Este indicador institucional es el más adecuado para calcular la utilización contemporánea, aunque puede no coincidir exactamente con la suma de capacidades históricas divulgadas para cada complejo debido a actualizaciones técnicas, reclasificaciones o alcances distintos.
Cada planta responde a una lógica industrial y territorial.
Cadereyta y Madero atienden una región con alta concentración manufacturera, transporte de carga y actividad petroquímica. Salamanca se ubica cerca del corredor industrial del Bajío. Tula tiene una posición estratégica para abastecer el centro del país y la Zona Metropolitana del Valle de México. Minatitlán conecta producción, puertos, ductos e infraestructura del Golfo. Salina Cruz es fundamental para el suministro del Pacífico. Olmeca se construyó cerca de zonas productoras de crudo y de la terminal marítima de Dos Bocas.
El mapa, sin embargo, también revela vulnerabilidades. Una planta puede tener capacidad de proceso, pero perder continuidad si se restringe el desalojo de productos, falla un sistema eléctrico, se llenan los tanques, una unidad secundaria queda fuera de servicio o el crudo recibido no corresponde a la mezcla para la que fue configurada.
El Sistema Nacional de Refinación no es solamente una lista de complejos industriales. Es una red que depende de:
Refinerías y plantas de proceso.
Terminales de almacenamiento.
Oleoductos y poliductos.
Puertos y terminales marítimas.
Autotanques y carrotanques.
Sistemas de medición y calidad.
Inventarios operativos.
Contratos de transporte, mantenimiento y suministro.
Instalaciones de mezcla y distribución.
Por eso, aumentar la producción de una refinería no garantiza automáticamente que aumente en la misma proporción el combustible disponible en una gasolinera. El producto todavía debe cumplir especificaciones, almacenarse, transportarse, mezclarse cuando corresponda y llegar a una terminal regional.
El recorrido completo desde la refinación hasta el expendio se explica con mayor detalle en el artículo de AI Regula Solutions De PEMEX a la gasolinera: cómo llega la gasolina en México.
Una de las confusiones más comunes en el debate energético consiste en comparar la demanda de combustibles con la suma de las capacidades nominales de todas las refinerías y concluir que México debería dejar de importar inmediatamente.
La operación real es más compleja.
Una capacidad de 300 mil barriles diarios significa que una instalación fue diseñada para procesar un volumen cercano a esa cifra bajo determinadas condiciones. No significa que todos los días reciba ese volumen ni que cada barril procesado se convierta en gasolina o diésel.
Parte del crudo termina como:
Gasolina.
Diésel.
Turbosina.
Gas LP.
Combustóleo.
Coque.
Asfaltos.
Azufre.
Naftas.
Gasóleos.
Materias primas petroquímicas.
Consumos internos y pérdidas de proceso.
Además, una refinería puede mantener operativa su destilación primaria y enfrentar restricciones en unidades de conversión, coquización, hidrodesulfuración o tratamiento. En ese caso, procesa crudo, pero obtiene una mezcla de productos distinta a la que necesita el mercado.
Durante el primer trimestre de 2026, PEMEX procesó 1.141 millones de barriles diarios en las siete refinerías nacionales. Frente a una capacidad institucional reportada de 1.750 millones, la utilización promedio fue de 65.2%. Fue el mayor volumen trimestral de proceso registrado en 11 años y el quinto trimestre consecutivo con crecimiento, de acuerdo con la empresa.
El avance es material. En el primer trimestre de 2025 el proceso había sido de 936 mil barriles diarios y se había visto afectado, entre otros factores, por problemas para desalojar producto desde Minatitlán y Tula debido a condiciones meteorológicas. El episodio mostró que la disponibilidad de las plantas no es suficiente cuando almacenamiento y logística marítima o terrestre se convierten en cuellos de botella.
La lectura correcta no es que el sistema esté inmóvil, pero tampoco que el problema haya quedado resuelto. México ha recuperado proceso de crudo; todavía debe demostrar que puede sostenerlo con alta confiabilidad, mejores rendimientos y menos interrupciones.
No todas las refinerías producen exactamente la misma mezcla. Su configuración, antigüedad, unidades de conversión y calidad del crudo determinan el rendimiento.
| Producto | Para qué sirve | Reto industrial |
|---|---|---|
| Gasolina | Vehículos ligeros y actividades productivas | Octanaje, contenido de azufre, mezcla y especificaciones regionales |
| Diésel | Transporte de carga, maquinaria, agricultura e industria | Producción de ultra bajo azufre y confiabilidad de hidrotratadoras |
| Turbosina | Aviación | Control de calidad, almacenamiento segregado y logística aeroportuaria |
| Gas LP | Hogares, comercio e industria | Recuperación, separación, almacenamiento y transporte |
| Combustóleo | Industria, generación y mercado marítimo | Menor valor y restricciones ambientales por contenido de azufre |
| Coque de petróleo | Cemento, industria y otros usos | Manejo de sólidos, almacenamiento, transporte y emisiones |
| Asfaltos | Infraestructura carretera | Calidad, temperatura, almacenamiento y estacionalidad |
| Azufre | Industria química y fertilizantes | Recuperación, manejo y comercialización |
| Naftas y gasóleos | Insumos de refinación o petroquímica | Conversión, integración y valorización |
Una refinería moderna busca maximizar destilados de mayor valor y reducir la producción de residuales. Las coquizadoras son importantes precisamente porque convierten fracciones pesadas en productos más valiosos, además de producir coque.
En el primer trimestre de 2026, 65.7% de los petrolíferos producidos por PEMEX correspondió a gasolinas, diésel y turbosina. La proporción mejoró respecto de periodos anteriores, pero todavía deja una parte relevante del barril en otros productos.
La refinería Miguel Hidalgo ocupa una posición privilegiada para suministrar al centro del país. Su cercanía relativa con la principal zona de consumo de combustibles convierte cualquier aumento o interrupción en un asunto nacional.
En 2025 comenzó a operar de manera continua su planta coquizadora, lo que ayudó a incrementar el proceso y mejorar la conversión de residuales. PEMEX atribuyó a Tula un aumento de 39 mil barriles diarios en el primer trimestre de 2026 frente al mismo periodo del año anterior.
Datos compilados para enero-mayo de 2026 situaron a Tula como la refinería de mayor producción del sistema, con alrededor de 228.5 mil barriles diarios de combustibles, aunque esta cifra corresponde a producción de productos y no debe confundirse con capacidad de destilación.
La centralidad de Tula también muestra el tamaño del mercado de mantenimiento. Una auditoría de la Cuenta Pública 2024 examinó contratos relacionados con torres de enfriamiento, calentadores, tanques, intercambiadores de calor y un compresor centrífugo. La ASF no detectó irregularidades en la muestra revisada, pero el inventario de trabajos demuestra la diversidad técnica necesaria para sostener una refinería madura.
Riesgos principales: confiabilidad de equipos antiguos, integración de la coquizadora, suministro de hidrógeno, tratamiento de azufre, disponibilidad de agua, almacenamiento, emisiones y continuidad de los sistemas auxiliares.
La refinería Olmeca fue diseñada para procesar 340 mil barriles diarios de crudo Maya. Su configuración incluye 17 plantas de proceso y fue proyectada para producir al menos 290 mil barriles diarios de gasolina y diésel.
La instalación ya dejó de ser únicamente una obra en construcción. En el primer trimestre de 2026 fue el principal factor detrás del incremento nacional: PEMEX reportó un aumento de 164 mil barriles diarios en su procesamiento frente al mismo trimestre de 2025.
Pero el arranque de una refinería no es un evento único. Cada unidad debe estabilizarse, alcanzar especificaciones, coordinarse con las demás plantas y demostrar disponibilidad durante ciclos prolongados. En mayo de 2026, información basada en datos de PEMEX situó su proceso en aproximadamente 144.4 mil barriles diarios, alrededor de 42.5% de su capacidad nominal. El dato mensual no invalida el crecimiento trimestral, pero sí evidencia la volatilidad que todavía puede presentarse durante su curva de estabilización.
La Cuenta Pública 2024 también expuso la diferencia entre el presupuesto originalmente aprobado y el gasto reportado durante ese ejercicio para contratos del proyecto. La ASF señaló un presupuesto aprobado de inversión de 2,752 millones de pesos y un gasto pagado de 46,124.6 millones en 2024 dentro del programa examinado. Estas cifras requieren interpretarse dentro del esquema multianual, las adecuaciones presupuestarias y el alcance contractual del proyecto; no constituyen por sí mismas una prueba de corrupción.
Riesgos principales: estabilización de plantas, integración de servicios auxiliares, curvas de aprendizaje, mantenimiento temprano, confiabilidad eléctrica, tratamiento de agua, almacenamiento, manejo de azufre y coque, conexión logística y transparencia contractual.
La refinería Antonio Dovalí Jaime tiene una capacidad histórica de referencia de 330 mil barriles diarios y una posición estratégica para abastecer el litoral del Pacífico. PEMEX ha descrito una infraestructura compuesta por 28 plantas de proceso, además de servicios auxiliares.
Su importancia rebasa Oaxaca. La geografía mexicana obliga a coordinar refinación, puertos, ductos y transporte marítimo para mover combustibles hacia regiones donde la infraestructura terrestre es limitada.
Salina Cruz también es sede de un proyecto de aprovechamiento de residuales. La ASF revisó el contrato para construir y modernizar instalaciones capaces de procesar 75 mil barriles diarios de residuos de vacío y catalíticos, con el objetivo de obtener naftas, diésel de ultra bajo azufre y gasóleo pesado hidrotratado. En la revisión correspondiente, la auditoría documentó la formalización de convenios y el ejercicio presupuestario sin atribuir una irregularidad penal.
Riesgos principales: exposición sísmica y meteorológica, corrosión marina, confiabilidad eléctrica, logística portuaria, integración de la nueva coquizadora, almacenamiento y manejo de residuales.
Cadereyta abastece una región intensiva en manufactura, transporte pesado, acero, cemento, logística y comercio fronterizo. Una interrupción prolongada puede elevar la presión sobre terminales del norte o aumentar la necesidad de producto importado desde Estados Unidos.
La ubicación también impone un escrutinio ambiental elevado. Las emisiones visibles, olores, episodios de combustión y cercanía con la zona metropolitana de Monterrey convierten su desempeño en un asunto técnico, político y reputacional.
Riesgos principales: emisiones atmosféricas, corrosión, confiabilidad de plantas catalíticas e hidrotratadoras, consumo de agua, seguridad de proceso y relación con autoridades y comunidades.
La refinería Antonio M. Amor es esencial para el Bajío, pero opera en un entorno donde la industria, el crecimiento urbano y las preocupaciones por la calidad del aire se encuentran estrechamente vinculados.
Su posición favorece la distribución hacia Guanajuato y estados vecinos. Al mismo tiempo, obliga a mantener controles rigurosos de emisiones, integridad mecánica y seguridad.
Riesgos principales: envejecimiento de activos, emisiones, tratamiento de aguas, confiabilidad de servicios auxiliares, almacenamiento y convivencia con el entorno urbano.
Minatitlán forma parte de uno de los corredores energéticos más complejos del país. Su operación está relacionada con ductos, terminales, instalaciones petroquímicas y puertos del sur de Veracruz.
Esa integración genera ventajas, pero también dependencias. En el primer trimestre de 2025, PEMEX señaló que condiciones meteorológicas impidieron desalojar producto por vía marítima y redujeron el proceso en Minatitlán y Tula. El caso confirmó que una refinería puede bajar carga no porque su torre de destilación esté dañada, sino porque no tiene espacio o ruta disponible para sacar lo producido.
Riesgos principales: saturación de almacenamiento, logística marítima, inundaciones y clima, integración petroquímica, corrosión y mantenimiento de equipos de proceso.
La refinería Francisco I. Madero atiende el Golfo norte y parte del noreste. Su proximidad a infraestructura portuaria y a la zona industrial de Tamaulipas le da relevancia para el suministro regional.
Durante años ha atravesado periodos de mantenimiento general, rehabilitación y recuperación gradual. En una planta madura, los arranques posteriores a intervenciones mayores son tan delicados como los paros: deben coordinar vapor, electricidad, agua de enfriamiento, combustibles, instrumentación y disponibilidad de todas las unidades conectadas.
Riesgos principales: continuidad después de mantenimientos, corrosión por ambiente costero, huracanes, confiabilidad eléctrica, tanques y logística portuaria.
Deer Park tiene capacidad para procesar aproximadamente 340 mil barriles diarios de crudo pesado y ligero. PEMEX ha señalado que puede producir alrededor de 110 mil barriles diarios de gasolina, 90 mil de diésel y 25 mil de turbosina, además de otros productos. Históricamente ha registrado utilización superior a 80%.
Su principal diferencia frente a las refinerías mexicanas no es solamente tecnológica. Está conectada con la infraestructura energética de la costa estadounidense del Golfo, un mercado con amplias redes de ductos, almacenamiento, comercialización y suministro de insumos.
Deer Park aporta diversificación y capacidad corporativa, pero no equivale automáticamente a producción nacional. Los combustibles elaborados en Texas están sujetos a decisiones comerciales, logística transfronteriza, especificaciones y costos de traslado.
La respuesta no cabe en una sola causa.
Aunque la capacidad nominal del sistema es elevada, la utilización efectiva durante el primer trimestre de 2026 fue de 65.2%. La diferencia representa equipos fuera de servicio, mantenimientos, restricciones de proceso, estabilización de Olmeca y otros factores operativos.
En el mismo periodo, 65.7% de los petrolíferos correspondió a gasolinas, diésel y turbosina. El resto incluyó combustóleo y otros productos.
En algunas regiones puede ser comercial o logísticamente más eficiente importar combustible por terminal marítima o frontera que moverlo desde una refinería distante.
El mercado demanda combustibles con especificaciones determinadas de azufre, presión de vapor, oxigenación y calidad. Una refinería puede producir volumen, pero no necesariamente la combinación exacta que necesita cada región en cada estación del año.
Tanques llenos, ductos indisponibles, restricciones portuarias o falta de autotanques pueden obligar a reducir el proceso.
La estructura del mercado gasolinero no depende exclusivamente del combustible producido por PEMEX. La empresa conserva una posición dominante en suministro y marca, pero convive con importadores, comercializadores y estaciones privadas. AI Regula Solutions analizó esta estructura en Pemex conserva 58% del mercado gasolinero.
La dependencia de suministro externo también debe observarse frente al crecimiento exportador de Estados Unidos, como se explica en Exportaciones récord de EU y alza en combustibles: implicaciones estratégicas para México.
Una refinería combina miles de activos sometidos a presión, temperatura, vibración, corrosión y sustancias peligrosas. Postergar una reparación puede mejorar temporalmente la disponibilidad, pero aumentar la probabilidad de una falla mayor.
Los contratos auditados en Tula: torres de enfriamiento, calentadores, tanques, intercambiadores y compresores, muestran que la rehabilitación no es una obra única. Es un programa continuo de integridad mecánica.
La destilación puede estar disponible mientras una unidad catalítica, hidrotratadora o planta de azufre está limitada. El resultado es menor rendimiento de gasolina o diésel, más inventario intermedio o producción adicional de residuales.
Las refinerías mexicanas fueron diseñadas y modificadas para determinadas mezclas. Cambios en densidad, azufre, sales, metales o cloruros pueden afectar corrosión, catalizadores y rendimiento.
La ASF documentó que el programa de mantenimiento de Tula contemplaba afectaciones asociadas con cloruros orgánicos en el crudo recibido, además de sustitución de equipos que habían cumplido su vida útil.
Una refinería necesita grandes volúmenes de electricidad, vapor, aire de instrumentos, agua de enfriamiento y agua tratada. La falla de un servicio auxiliar puede detener varias plantas simultáneamente.
Una refinería no puede continuar procesando indefinidamente si sus productos no salen. El almacenamiento es un componente operativo, no una actividad secundaria.
El riesgo no se limita a lesiones ocupacionales. Incluye pérdida de contención, incendios, explosiones, liberación de gases, sobrepresión y fallas de sistemas instrumentados de seguridad.
Cada incremento de carga debe acompañarse de mayor capacidad de tratamiento de aguas, recuperación de azufre, control de gases, monitoreo de chimeneas y manejo de residuos.
Una refinería opera bajo una combinación de obligaciones en seguridad industrial, protección ambiental, emisiones, agua, residuos, calidad de combustibles, transporte y protección civil.
Para una empresa contratista, no basta con entregar un equipo. Debe demostrar:
Trazabilidad de materiales.
Certificados y pruebas.
Cumplimiento de normas técnicas.
Procedimientos de soldadura.
Calificación de personal.
Integridad de equipos.
Control documental.
Seguridad durante la ejecución.
Manejo de residuos.
Evidencia de cierre y entrega.
El riesgo reputacional también ha aumentado. Una fuga, una columna de humo o un derrame puede difundirse antes de que exista un informe técnico. La empresa operadora y sus proveedores necesitan instrumentación, monitoreo y protocolos de comunicación capaces de distinguir rápidamente entre una operación controlada y una emergencia.
La regulación tampoco puede analizarse separada del comercio ilícito. Aumentar producción nacional no corrige por sí mismo las distorsiones creadas por contrabando, evasión o producto de origen irregular. AI Regula Solutions ha abordado esa dimensión en Reguladores frente al delito energético, Huachicol fiscal en aduanas y El mercado energético mexicano no se limpia con discursos.
| Problema operativo | Consecuencia | Soluciones o servicios demandados |
|---|---|---|
| Corrosión y pérdida de espesor | Fugas, paros, riesgo de incendio | Inspección NDT, ultrasonido, radiografía, recubrimientos y sustitución |
| Fallas en bombas y compresores | Reducción de carga o paro de planta | Mantenimiento predictivo, sellos, alineación, vibraciones y refacciones |
| Equipos fuera de vida útil | Baja confiabilidad | Ingeniería de reemplazo, fabricación, retrofit y gestión de obsolescencia |
| Saturación de tanques | Reducción de proceso | Medición de inventarios, rehabilitación de tanques y optimización logística |
| Alto contenido de azufre | Producto fuera de especificación | Catalizadores, hidrotratamiento, hidrógeno y recuperación de azufre |
| Fallas eléctricas | Paros múltiples | Subestaciones, protección, respaldo, calidad de energía y mantenimiento |
| Consumo excesivo de agua | Riesgo ambiental y operativo | Tratamiento, reúso, detección de fugas y optimización de torres |
| Emisiones y venteos | Sanciones y conflicto social | Monitoreo continuo, recuperación de vapores, quemadores y LDAR |
| Instrumentación obsoleta | Operación inestable | Sensores, PLC, sistemas de control, ciberseguridad OT y calibración |
| Paros mal planeados | Sobrecostos y retrasos | Planeación de turnaround, gestión de contratistas y control de avance |
| Pérdidas de producto | Costo y riesgo legal | Medición fiscal, balances de masa, sellado y trazabilidad |
| Incertidumbre sobre activos | Decisiones reactivas | Gemelo digital, gestión de activos y análisis de criticidad |
La oportunidad comercial no está únicamente en los grandes contratos EPC.
Una refinería compra de manera recurrente:
Válvulas de control y aislamiento.
Bombas centrífugas y de desplazamiento positivo.
Sellos mecánicos.
Compresores y turbomaquinaria.
Intercambiadores de calor.
Tubería, bridas, conexiones y soportes.
Refractarios y aislamiento térmico.
Instrumentación y analizadores.
Catalizadores y químicos.
Equipos contra incendio.
Detectores de gases.
Sistemas de tratamiento de agua.
Servicios de inspección.
Pruebas no destructivas.
Andamios, izaje y maniobras.
Limpieza industrial.
Gestión de residuos.
Software de mantenimiento.
Ciberseguridad industrial.
Estudios ambientales.
Seguros, fianzas y financiamiento.
Pero entrar a este mercado exige más que capacidad comercial. Los proveedores deben superar barreras de homologación, experiencia, seguridad, capital de trabajo, fianzas, inventario, personal certificado y cumplimiento documental.
Un plan de rehabilitación puede contener múltiples paquetes, etapas y procedimientos. La empresa debe identificar el activo, la planta, la especialidad, el mecanismo de contratación y la fecha real de ejecución.
PEMEX anunció para 2025-2030 una inversión de 105 mil millones de pesos en la rehabilitación de seis refinerías, además de 52 mil millones para proyectos de aprovechamiento de residuales en Tula y Salina Cruz. Estas cifras marcan una dirección de inversión, pero no equivalen a adjudicaciones automáticas ni garantizan participación para un proveedor específico.
Los mejores nichos no siempre tienen el contrato de mayor monto. Un sello, una válvula especial, un analizador o una pieza de compresor pueden ser críticos para el arranque de una planta.
Los trabajos industriales pueden requerir compra anticipada de materiales, nómina especializada, garantías y meses de ejecución antes de recuperar el capital.
Certificados, expedientes de calidad, resultados de pruebas, currículum del personal y trazabilidad son parte del producto.
El proveedor debe realizar debida diligencia sobre intermediarios, socios, representantes y subcontratistas. Un contrato obtenido mediante prácticas irregulares puede convertirse en un pasivo legal y reputacional.
Una entrega tardía puede detener un mantenimiento mayor. La ubicación del inventario, los tiempos aduanales y la disponibilidad de refacciones son argumentos comerciales tan importantes como el precio.
El desempeño del sistema deberá evaluarse con indicadores concretos:
Proceso mensual de crudo por refinería.
Producción de gasolina, diésel y turbosina.
Porcentaje de destilados de alto valor.
Utilización sostenida, no solamente máximos mensuales.
Disponibilidad de Olmeca.
Operación continua de la coquizadora de Tula.
Avance e integración del proyecto de Salina Cruz.
Importaciones netas de petrolíferos.
Inventarios y capacidad de desalojo.
Incidentes, emisiones y paros no programados.
Costo de mantenimiento por barril.
Cumplimiento de pagos a proveedores.
El primer trimestre de 2026 ofreció la mejor señal operativa en años: más proceso, mayor producción y una proporción superior de combustibles valiosos. Pero una refinería no se juzga por un trimestre exitoso. Se juzga por su capacidad de repetirlo sin multiplicar accidentes, emisiones, costos, inventarios indeseados o mantenimientos de emergencia.
México ya tiene siete refinerías dentro de su territorio y una octava propiedad de PEMEX en Estados Unidos. La infraestructura existe. Las inversiones de rehabilitación continúan. Olmeca ya procesa crudo. Tula elevó su participación con la coquizadora y Salina Cruz avanza hacia una conversión más profunda de residuales.
El siguiente umbral es más difícil de comunicar políticamente porque no cabe en una ceremonia: confiabilidad.
Confiabilidad significa que las bombas arranquen cuando se necesitan; que los compresores no obliguen a bajar carga; que exista agua, vapor y electricidad; que los analizadores detecten desviaciones; que las válvulas cierren; que los tanques tengan espacio; que el producto cumpla especificaciones; que los ductos puedan recibirlo y que el mantenimiento se ejecute antes de la falla.
Ahí se definirá la seguridad energética mexicana.
Y ahí también se encuentra el mayor mercado para proveedores: no en prometer otra refinería, sino en conseguir que las existentes produzcan más combustibles valiosos, durante más días, con menos incidentes y menor costo por barril.
Hay siete refinerías de PEMEX ubicadas en territorio mexicano: Cadereyta, Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz, Tula y Olmeca.
Sí. PEMEX posee las siete instalaciones de México y la refinería Deer Park en Texas. Deer Park no está dentro del territorio mexicano.
La refinería Olmeca, ubicada en Dos Bocas, Tabasco.
Por capacidad nominal, Olmeca fue diseñada para procesar 340 mil barriles diarios. Salina Cruz tiene una capacidad histórica de referencia de 330 mil barriles diarios y Tula ha ampliado su capacidad de conversión mediante su coquizadora.
Durante enero-mayo de 2026, datos de PEMEX compilados por Bloomberg Línea colocaron a Tula como la planta con mayor producción de combustibles.
En el primer trimestre de 2026 procesaron en promedio 1.141 millones de barriles diarios.
La utilización promedio de la capacidad de destilación fue de 65.2% durante el primer trimestre.
Porque la capacidad nominal no siempre está disponible, no todo el crudo se convierte en gasolina, existen restricciones logísticas y regionales, y parte de la demanda requiere combustibles con especificaciones determinadas.
Diésel, turbosina, gas LP, combustóleo, coque, asfaltos, azufre, naftas, gasóleos y otros productos.
Fabricantes y proveedores de válvulas, bombas, tubería, acero, instrumentación, automatización, catalizadores, tratamiento de agua, seguridad industrial, inspección, mantenimiento, logística, software, seguros, ingeniería y financiamiento.
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