PEMEX 2026 · Refinación · Análisis de datos oficiales
En agosto de 2026, la refinería Olmeca, en Dos Bocas, encabezó la elaboración de gasolina y diésel del Sistema Nacional de Refinación. Salina Cruz, en Oaxaca, registró el mayor volumen de combustóleo entre las plantas con información publicada. La diferencia no se explica solamente por cuántos barriles de petróleo recibe cada instalación.
Olmeca elaboró 109 mil barriles diarios de gasolina y 106.9 mil de diésel. Salina Cruz, por su parte, reportó 92.1 mil barriles diarios de combustóleo: más de la mitad del total registrado para ese producto en el sistema. Ambas procesaron volúmenes de crudo relativamente cercanos, pero presentaron una distribución de productos muy distinta.
Es el tipo de contraste que suele perderse cuando se habla de las refinerías de PEMEX únicamente en términos de capacidad instalada. Una planta puede encabezar el procesamiento de crudo y no liderar todos los productos; otra puede operar con menos carga y elaborar una mezcla distinta.
El análisis de las estadísticas de elaboración de petrolíferos por refinería y proceso de crudo por instalación permite comparar las siete refinerías mexicanas sobre un mismo periodo. También obliga a distinguir las cifras disponibles de aquellas que PEMEX no desglosa.
Qué refinerías produjeron más gasolina, diésel y combustóleo
El último periodo mensual común verificado para esta investigación es agosto de 2026. No se utilizan proyecciones de cierre anual ni se mezclan resultados de diferentes meses para establecer las posiciones.
Mbd significa miles de barriles diarios. Son promedios del mes. El dato de combustóleo debe interpretarse con cautela porque la Base de Datos Institucional identifica como N/D el volumen de Dos Bocas.
La primera conclusión es clara: Olmeca ocupa el primer lugar en gasolina y diésel de acuerdo con los datos oficiales de agosto. Para combustóleo, Salina Cruz registra el mayor volumen observable, pero no puede afirmarse un ranking completamente cerrado de las siete plantas debido a la ausencia del dato de Olmeca.
Las posiciones tampoco describen el resultado de todo 2026. La utilización de las refinerías cambia por alimentación disponible, programación, mantenimiento y otras condiciones operativas. Por eso un liderazgo mensual debe identificarse siempre con su fecha.
Comparativo oficial: las siete refinerías mexicanas en agosto de 2026
La siguiente tabla integra dos series de PEMEX. La primera registra el crudo y los líquidos procesados por refinería; la segunda presenta la elaboración de productos petrolíferos. Se expresan ambas en miles de barriles diarios, conservando las categorías oficiales.
| Refinería | Crudo procesado | Gasolinas | Diésel | Combustóleo | Elaboración total |
|---|---|---|---|---|---|
| Olmeca / Dos Bocas | 252.5 | 109.0 | 106.9 | N/D | 270.2 |
| Salina Cruz | 246.4 | 82.2 | 26.0 | 92.1 | 238.9 |
| Tula | 182.4 | 72.8 | 34.4 | 18.8 | 173.4 |
| Salamanca | 153.7 | 52.6 | 33.7 | 33.1 | 151.2 |
| Cadereyta | 146.7 | 58.0 | 50.5 | 26.1 | 157.6 |
| Minatitlán | 119.2 | 33.0 | 35.2 | 3.3 | 117.2 |
| Ciudad Madero | 107.4 | 31.5 | 29.6 | 1.0 | 108.6 |
| Total oficial SNR | 1,208.2 | 439.0 | 316.3 | 174.4 | 1,217.1 |
Fuentes: PEMEX, Base de Datos Institucional, cuadros RPROREF y REPETRE, periodo observado mensual agosto de 2026. Fecha de consulta: 15 de octubre de 2026. Unidades: miles de barriles diarios. Las cifras se redondearon a una decimal y pueden no sumar exactamente por ese motivo. N/D significa que la fuente no proporciona el dato; no debe interpretarse como producción cero. La elaboración total incluye otras corrientes y categorías, algunas expresadas en equivalencias energéticas.
El primer dato que llama la atención es la cercanía entre Olmeca y Salina Cruz en procesamiento: 252.5 frente a 246.4 mil barriles diarios. Sin embargo, la diferencia en gasolinas alcanza aproximadamente 26.8 mil barriles diarios y en diésel supera 80 mil. Son mezclas industriales claramente diferentes para el mes observado.
Cadereyta constituye otro ejemplo. Procesó menos crudo que Tula y Salamanca, pero elaboró 50.5 mil barriles diarios de diésel, el segundo volumen más alto de la tabla. Su posición ilustra por qué ordenar plantas por carga de petróleo no resuelve automáticamente una comparación de productos.
Una precisión sobre las cifras: PEMEX utiliza la categoría estadística «elaboración». No debe interpretarse todo el volumen como producto terminado vendido ni como conversión neta exclusivamente atribuible al crudo ingresado durante ese mes. La propia base incluye transferencias en determinados productos de Minatitlán, además de corrientes intermedias y otras categorías.
Gasolina: Olmeca lidera, pero Salina Cruz y Tula mantienen un peso importante
El Sistema Nacional de Refinación registró 439.049 mil barriles diarios de gasolinas en agosto de 2026. Olmeca concentró 109.034 mil, equivalentes al 24.8% del volumen reportado. En segundo lugar se ubicó Salina Cruz, con 82.226 mil barriles, y después Tula, con 72.765 mil.
Las tres instalaciones representaron en conjunto aproximadamente 60.2% de las gasolinas elaboradas en el sistema durante el mes. La concentración ayuda a dimensionar su importancia industrial, aunque no demuestra que abastecieran exactamente ese porcentaje del consumo final: entre elaboración y ventas intervienen inventarios, mezclas, transferencias y logística.
| Refinería | Participación en gasolinas SNR | Participación en diésel SNR |
|---|---|---|
| Olmeca / Dos Bocas | 24.8% | 33.8% |
| Salina Cruz | 18.7% | 8.2% |
| Tula | 16.6% | 10.9% |
| Cadereyta | 13.2% | 16.0% |
| Salamanca | 12.0% | 10.7% |
| Minatitlán | 7.5% | 11.1% |
| Ciudad Madero | 7.2% | 9.4% |
Cálculo editorial con las cifras oficiales sin redondear de agosto de 2026. Denominadores: 439.049 Mbd de gasolinas y 316.279 Mbd de diésel elaborados en el SNR. Las participaciones representan contribución a los volúmenes reportados, no eficiencia de conversión ni rentabilidad.
La contribución de Salina Cruz a las gasolinas fue considerable, pero no puede separarse del resto de su canasta de productos. La instalación también registró un volumen elevado de combustóleo, lo que obliga a analizar capacidad de conversión, alimentación y disponibilidad de unidades antes de formular una conclusión sobre su desempeño.
Tula, mientras tanto, muestra por qué es necesario seguir las estadísticas mes a mes. En junio elaboró aproximadamente 94 mil barriles diarios de gasolina, según la serie documentada en el balance de gasolina de México en 2026. En agosto, la cifra oficial fue de 72.8 mil. No es evidencia suficiente para determinar una causa específica, pero sí confirma que el orden entre plantas puede cambiar en intervalos relativamente cortos.
Diésel: Dos Bocas concentra un tercio de la elaboración reportada
En diésel, la distancia entre Olmeca y las otras refinerías fue mayor. Dos Bocas elaboró 106.870 mil barriles diarios, lo que representa 33.8% de los 316.279 mil registrados para todo el sistema.
Cadereyta ocupó el segundo lugar con 50.453 mil barriles diarios. Minatitlán reportó 35.206 mil; Tula, 34.375 mil; Salamanca, 33.716 mil; Madero, 29.630 mil, y Salina Cruz, 26.028 mil.
Las diferencias son relevantes para comprender la capacidad mexicana de elaborar un combustible utilizado en transporte de carga, maquinaria, actividades agrícolas y procesos industriales. Sin embargo, los volúmenes no identifican automáticamente cuánto combustible estuvo disponible para entrega inmediata ni cuánto correspondió a cada especificación comercial.
Diésel elaborado no significa una sola calidad de producto
La estadística de PEMEX desagrega categorías como diésel UBA y otras denominaciones. Para agosto de 2026, el volumen de Olmeca se presenta dentro de la subcategoría «Ecológico», mientras otras plantas registran producción bajo clasificaciones diferentes.
Por eso no sería correcto llamar automáticamente diésel UBA a todo el volumen agregado. Para evaluar calidad se requieren las especificaciones del producto, los ensayos correspondientes y la documentación comercial aplicable.
La referencia normativa de alcance nacional es la NOM-016-CRE-2016 y sus modificaciones, relativa a las especificaciones de calidad de los petrolíferos. El Programa Nacional de Infraestructura de la Calidad 2026 incluye una propuesta de modificación de esa norma. Una modificación programada no debe confundirse con una nueva disposición ya publicada y vigente.
Combustóleo: Salina Cruz encabeza los datos publicados
Salina Cruz registró 92.062 mil barriles diarios de combustóleo durante agosto. La cifra equivale a aproximadamente 52.8% del total que PEMEX publica para ese producto en el Sistema Nacional de Refinación.
Después aparecen Salamanca, con 33.147 mil barriles diarios; Cadereyta, con 26.061 mil; Tula, con 18.826 mil; Minatitlán, con 3.317 mil, y Ciudad Madero, con 1.002 mil.
La posición de Salina Cruz está sustentada entre las seis refinerías con cifra numérica. Pero Dos Bocas aparece como N/D. El total agregado de PEMEX no sustituye esa observación individual ausente y no autoriza a considerar que la planta produjo exactamente cero.
¿Por qué importa producir más o menos combustóleo?
El combustóleo es una fracción residual utilizada en aplicaciones energéticas e industriales, sujeta a condiciones de calidad, contenido de azufre, mercado y regulación. Su producción forma parte de la economía del refinador, pero su atractivo comercial puede ser diferente al de gasolina o diésel.
En términos generales, una refinería que dispone de unidades de conversión profunda puede transformar parte de las corrientes pesadas hacia otros productos. La coquización es una de las tecnologías utilizadas para procesar residuos de mayor peso molecular.
Sin embargo, comparar únicamente combustóleo no permite identificar qué instalación tiene mejor desempeño. Deben estudiarse la composición del crudo, los procesos disponibles, las condiciones efectivas de operación, la alimentación de cada unidad y el destino de las demás corrientes.
En la estadística por refinería, PEMEX advierte además que la categoría combustóleo incluye determinadas transferencias desde La Cangrejera. Esta nota es particularmente importante al estudiar Minatitlán y al comparar productos elaborados con crudo procesado.
El indicador que puede inducir a una conclusión equivocada
Una refinería con poco combustóleo no necesariamente tiene la mejor operación. Podría tener una configuración de conversión distinta, otra dieta de crudo, menores volúmenes de carga, restricciones de proceso o una combinación de estos factores.
Para evaluar desempeño técnico y económico es necesario analizar la canasta completa de productos, la energía utilizada, los costos de operación y la disponibilidad de las unidades. La tabla de elaboración identifica diferencias; no establece por sí sola sus causas.
Procesar más petróleo no equivale a producir más gasolina
El volumen de crudo procesado indica cuánto petróleo y otras corrientes incluidas en la definición estadística ingresaron al sistema de refinación. La capacidad nominal representa una referencia de diseño. La elaboración, por su parte, contabiliza productos obtenidos y otras corrientes bajo los criterios de PEMEX.
Estos tres conceptos no son intercambiables.
Durante agosto, Olmeca procesó 252.471 mil barriles diarios y Salina Cruz, 246.356 mil. La diferencia fue relativamente pequeña en relación con sus volúmenes totales, pero sus perfiles de gasolina, diésel y combustóleo fueron distintos.
Un contraste adicional aparece en Cadereyta y Salamanca. Salamanca procesó 153.723 mil barriles diarios frente a 146.665 mil de Cadereyta. Aun así, Cadereyta elaboró más gasolina y diésel que Salamanca durante el mes.
Por qué no basta dividir gasolina entre petróleo procesado
Es posible construir un cociente entre producto elaborado y crudo procesado, pero ese cálculo no debe llamarse automáticamente rendimiento químico, eficiencia energética o margen de refinación.
El denominador corresponde a una corriente de alimentación que puede diferir en composición y cobertura; el numerador procede de otra clasificación estadística que puede incluir transferencias, mezclas y otros ajustes. Además, los productos no siempre están contabilizados bajo idénticas bases de volumen o equivalencia.
La diferencia entre 1,208.195 mil barriles diarios de crudo y líquidos procesados y 1,217.124 mil de elaboración total reportada en agosto no constituye, por sí sola, una ganancia física de combustible. El balance exige considerar todas las corrientes, los criterios de medición y las equivalencias utilizadas por PEMEX.
Sin información completa de balance de materia, consumos energéticos, calidad de cargas y disposición de corrientes, los porcentajes derivados deben tratarse como indicadores descriptivos, no como resultados certificados de proceso.
La configuración industrial explica por qué las refinerías no son equivalentes
Las refinerías tienen unidades de proceso diferentes, capacidades nominales distintas y limitaciones particulares. Dos instalaciones pueden recibir una cantidad semejante de crudo y obtener productos finales muy distintos por su esquema de conversión y tratamiento.
Destilación: la separación inicial del barril
La destilación atmosférica separa fracciones del petróleo según sus rangos de ebullición. De ella se obtienen corrientes que requieren procesos posteriores para convertirse en productos comerciales con determinadas especificaciones.
La destilación al vacío permite tratar fracciones pesadas a presiones reducidas. Esas corrientes pueden alimentarse a unidades de conversión o aprovecharse de otras maneras según el diseño industrial.
Una elevada carga en destilación primaria no asegura que las unidades posteriores funcionen a la misma tasa.
Desintegración catalítica, reformación y coquización
La desintegración catalítica transforma moléculas más pesadas en corrientes más ligeras mediante catalizadores y condiciones controladas. Es una tecnología relevante para la producción de componentes de gasolina y otras fracciones.
La reformación catalítica modifica la estructura de determinadas moléculas para obtener componentes con propiedades adecuadas para las mezclas de gasolina. También puede participar en la integración de sistemas de hidrógeno.
La coquización permite convertir residuos pesados en corrientes más ligeras y coque de petróleo. Su contribución depende de la disponibilidad de la unidad y de la capacidad posterior para tratar los productos obtenidos.
PEMEX identificó en su reporte del segundo trimestre de 2026 que la operación continua de la coquizadora de Tula, puesta en marcha en julio de 2025, contribuyó al aumento de carga respecto del segundo trimestre del año anterior.
Es una relación causal específica reportada oficialmente para ese periodo. No debe extrapolarse como explicación automática de cada variación posterior de Tula.
Hidrotratamiento, hidrógeno y servicios auxiliares
La obtención de combustibles comercializables exige controlar impurezas y propiedades. Las unidades de hidrotratamiento e hidrodesulfuración cumplen una función central en la reducción de determinados compuestos no deseados y en la preparación de productos según especificaciones.
Su operación depende de hidrógeno, catalizadores, temperatura, presión, energía eléctrica, vapor, agua de enfriamiento y otros servicios auxiliares.
De poco sirve una mayor capacidad de separación inicial si una unidad crítica de tratamiento o conversión limita el flujo posterior. Una restricción puede modificar tanto la carga procesada como la mezcla final de productos.
Crudo pesado y ligero: la alimentación cambia la ecuación
El tipo de petróleo también condiciona las posibilidades de refinación. Los crudos pesados suelen contener una mayor proporción de fracciones de alto punto de ebullición, pero el resultado industrial depende de la caracterización específica del crudo, su contenido de azufre, contaminantes y compatibilidad con las instalaciones.
No existe una relación mecánica que permita calcular gasolina final únicamente a partir de la clasificación de un crudo como pesado o ligero. La transformación depende igualmente de la configuración de la planta y de su operación.
Las estadísticas de PEMEX permiten observar diferencias importantes en agosto de 2026. Olmeca reportó su alimentación en la categoría de crudo pesado, mientras Salina Cruz combinó volúmenes de pesado y ligero. Tula registró también corrientes superligeras.
Estas clasificaciones aportan contexto técnico para formular hipótesis sobre las diferencias de productos. Sin embargo, para demostrar que una dieta específica explica una variación serían necesarios análisis de calidad de alimentación, balances por unidad y datos de operación detallados.
La disponibilidad de una unidad de conversión no significa que pueda mantener permanentemente su capacidad de diseño. Entre el potencial industrial y la producción observada intervienen restricciones de alimentación, mantenimiento, integración y confiabilidad.
De junio a agosto: la producción no mantiene una trayectoria uniforme
Los datos mensuales del procesamiento de crudo muestran que la recuperación de carga no se distribuye de manera homogénea entre las instalaciones.
El total del Sistema Nacional de Refinación pasó de 1,017.076 mil barriles diarios en junio a 1,208.195 mil en agosto. Es un incremento de aproximadamente 191.1 mil barriles diarios entre dos promedios mensuales, no una tasa de crecimiento anual.
Olmeca pasó de 141.113 a 252.471 mil barriles diarios entre esos meses. Salina Cruz avanzó de 202.459 a 246.356 mil. En cambio, Tula descendió de 243.088 a 182.424 mil barriles diarios.
Estas variaciones reflejan cambios reales de carga, pero la serie por sí sola no identifica qué proporción se debió a mantenimiento, dieta de crudo, fallas de equipo o decisiones de programación.
La comparación cambia según el horizonte temporal seleccionado. Tula, por ejemplo, procesó 262.807 mil barriles diarios en abril de 2026, un volumen superior al observado en agosto. Minatitlán, por otra parte, registró 50.488 mil en junio, 130.540 mil en julio y 119.175 mil en agosto.
Un mes de recuperación tampoco acredita continuidad operativa. Para evaluar estabilidad industrial es necesario observar varios periodos, paros programados, eventos no programados, disponibilidad mecánica y utilización efectiva de unidades.
Lectura técnica: un aumento mensual de procesamiento demuestra mayor carga durante ese periodo. No prueba automáticamente rehabilitación concluida, disponibilidad sostenida, cumplimiento de especificaciones comerciales ni mejora de rentabilidad.
La diferencia entre capacidad nominal, condición operativa y procesamiento real también se desarrolla en el análisis de refinerías mexicanas, capacidad y restricciones por instalación.
Mantenimiento y confiabilidad: la explicación que requiere más datos
La continuidad de refinación depende de equipos que rara vez aparecen en las estadísticas públicas de producción: bombas, compresores, válvulas, hornos, intercambiadores de calor, instrumentación, sistemas eléctricos, controladores y servicios auxiliares.
Una falla en un compresor crítico o una interrupción de suministro eléctrico puede obligar a reducir carga en determinadas unidades. Los problemas de corrosión, ensuciamiento de intercambiadores y pérdida de eficiencia térmica también pueden afectar el desempeño.
Son mecanismos de ingeniería conocidos. Sin embargo, no es correcto utilizarlos para explicar una caída específica de producción sin evidencia documental del evento.
Los reportes públicos de elaboración no incluyen necesariamente duración de paros, causa raíz, disponibilidad de equipos, mantenimiento diferido, integridad de activos ni restricciones logísticas por instalación. Esa ausencia limita las conclusiones.
La confiabilidad importa tanto como la capacidad de diseño
Una refinería puede contar con unidades adecuadas para obtener productos de mayor valor y no aprovecharlas plenamente durante un periodo. También puede operar por debajo de su capacidad nominal por una decisión de alimentación o por factores de mercado, sin que eso signifique una falla mecánica.
Por eso la utilización de destilación primaria no debe confundirse con disponibilidad física certificada. Una instalación puede estar disponible y no recibir la carga máxima, o puede recibirla sin que todas las unidades de conversión operen en condiciones óptimas.
Los perfiles específicos de Cadereyta, Minatitlán y Salamanca permiten profundizar en los activos, condiciones regionales y antecedentes operativos de cada planta sin confundir esas investigaciones con los resultados comparables de agosto.
Qué significa esta producción para el abastecimiento mexicano
La elaboración industrial es el punto de origen de una parte del suministro nacional de combustibles. Pero no equivale a las ventas finales de PEMEX ni al consumo total de México.
En agosto de 2026, el SNR elaboró aproximadamente 439.0 mil barriles diarios de gasolina, 316.3 mil de diésel y 40.7 mil de turbosina. Aun con esos volúmenes, las importaciones continuaron formando parte del abastecimiento nacional.
El análisis de PEMEX en 2026: producción, refinerías y situación financiera documenta que la empresa importó aproximadamente 291.8 mil barriles diarios de gasolinas durante agosto.
Ese dato no debe sumarse a la elaboración nacional para afirmar que representa todo el suministro mexicano: también intervienen importadores privados, inventarios, ajustes de mezcla y movimientos entre instalaciones.
La logística determina cuándo el producto puede llegar a terminales y consumidores. Una refinería puede aumentar su producción y enfrentar restricciones de almacenamiento o salida que requieren decisiones comerciales y operativas adicionales.
El recorrido desde la refinería o la importación hasta la estación de servicio se desarrolla en la cadena de suministro de gasolina en México. Para consultar indicadores agregados de la empresa se encuentra disponible también el centro de información PEMEX de AI Regula Solutions.
Qué revelan las cifras a los proveedores industriales
Las diferencias de producción son útiles para identificar áreas que merecen seguimiento técnico, pero no bastan para determinar qué contratos están disponibles o qué equipos necesitan intervención inmediata.
En las refinerías, sostener mayores cargas requiere programas de inspección, mantenimiento y control de procesos. Entre las categorías de servicios industriales relevantes se encuentran:
- Equipos rotativos: bombas, sellos, compresores, sistemas de lubricación y análisis de vibraciones.
- Integridad mecánica: inspección de recipientes, tuberías, válvulas, corrosión y evaluación de condición de activos.
- Transferencia de calor: limpieza, rehabilitación y evaluación de intercambiadores, hornos y sistemas térmicos.
- Instrumentación y automatización: sensores, control de procesos, medición, sistemas de supervisión y diagnóstico.
- Tratamiento y calidad: catalizadores, manejo de hidrógeno, análisis de laboratorio y control de especificaciones.
- Servicios auxiliares: agua industrial, vapor, energía, aire de instrumentos y sistemas de seguridad de proceso.
Para un fabricante de bombas o un proveedor de automatización, la diferencia entre una planta con elevada carga y otra con menor utilización puede orientar una investigación comercial. No demuestra por sí sola que exista una avería, un presupuesto autorizado o un procedimiento de contratación abierto.
La oportunidad verificable aparece cuando PEMEX publica requerimientos, procedimientos, alcances técnicos y condiciones de contratación. Incluso entonces deben distinguirse concursos iniciados, adjudicaciones, contratos formalizados y trabajos ejecutados.
Una lectura comercial responsable conecta los indicadores industriales con evidencia de inversión y contratación. No convierte automáticamente una estadística en una cartera de oportunidades.
Cómo se construyó el comparativo y qué no permiten concluir las cifras
Fecha de consulta: 15 de octubre de 2026.
Periodo observado: agosto de 2026, último mes común localizado y verificable en las tablas utilizadas.
Cobertura: Cadereyta, Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz, Tula y Olmeca/Dos Bocas.
Fuentes primarias: PEMEX eBDI, cuadros REPETRE y RPROREF.
Unidad: miles de barriles diarios (Mbd). Se presentan promedios mensuales, no volúmenes acumulados.
Criterio de orden: valor absoluto reportado para cada producto, dentro del mismo mes. Las participaciones se calcularon usando el total oficial de cada producto como denominador.
Tratamiento de datos faltantes: N/D se conserva como ausencia de dato y nunca se sustituye por cero.
Alcance: se comparan las siete refinerías mexicanas del SNR. Deer Park, ubicada en Texas, se excluye para no mezclar la producción nacional con la operación de una refinería extranjera propiedad de PEMEX.
Limitaciones: las tablas no contienen todos los elementos necesarios para determinar márgenes de refinación, disponibilidad de unidades, eficiencia energética, costos por planta, calidad final de cada lote ni causalidad de variaciones productivas.
Esta distinción tiene importancia para el análisis económico. Un margen de refinación requiere ingresos o valores realizables por producto, precios y características de alimentación, costos variables, gastos de operación y otros componentes definidos metodológicamente.
El volumen de gasolina no es un margen financiero. La participación de diésel no es una calificación de eficiencia. El combustóleo tampoco equivale de forma automática a una pérdida.
PEMEX reportó en el segundo trimestre de 2026 una capacidad nominal de destilación atmosférica del SNR de 1.750 millones de barriles diarios y utilización promedio de 57.6% para ese trimestre. Estos datos describen capacidad agregada y utilización primaria bajo su metodología; no permiten asignar individualmente la misma tasa a todas las refinerías.
La información mensual puede ser revisada posteriormente por PEMEX. Si se incorporan nuevos periodos, el comparativo debe actualizar todas las instalaciones y productos con el mismo criterio, sin agregar observaciones de diferentes cortes.
Preguntas frecuentes sobre las refinerías de PEMEX
¿Cuál es la refinería que más gasolina produce en México?
Olmeca, en Dos Bocas, encabezó la elaboración de gasolina de las siete refinerías mexicanas de PEMEX durante agosto de 2026, con 109.034 mil barriles diarios. Esta posición corresponde al mes observado, no necesariamente al promedio de todo el año.
¿Cuál produjo más diésel?
Olmeca registró 106.870 mil barriles diarios de diésel en agosto de 2026, seguida de Cadereyta con 50.453 mil. Las cifras pertenecen a la clasificación de elaboración publicada por PEMEX.
¿Qué refinería produjo más combustóleo?
Salina Cruz reportó 92.062 mil barriles diarios, el volumen más elevado entre las seis refinerías con cifra publicada. No puede establecerse una comparación completa de las siete porque PEMEX presenta N/D para Olmeca en esa categoría.
¿Cuáles son las siete refinerías de México?
Cadereyta, Ciudad Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz, Tula y Olmeca, también conocida como Dos Bocas. Deer Park se encuentra en Texas y se analiza separadamente de las siete refinerías mexicanas.
¿La refinería más grande es también la más eficiente?
No necesariamente. La capacidad nominal refleja condiciones de diseño y el procesamiento mide carga efectiva. Para evaluar eficiencia y rentabilidad se necesitan información de unidades, consumos, calidad, conversión, costos, disponibilidad y valores comerciales de los productos.
¿Por qué algunas refinerías producen más combustóleo?
Entre los factores que pueden influir se encuentran la dieta de crudo, la configuración de conversión, las unidades disponibles, las condiciones operativas y los destinos de corrientes. Identificar cuál explica un resultado particular exige datos técnicos adicionales.
La refinería que más produce no es necesariamente la que mejor opera
Las estadísticas de agosto ofrecen una respuesta concreta a la comparación de producción: Olmeca encabezó gasolina y diésel, mientras Salina Cruz registró el mayor volumen conocido de combustóleo. Tula, Cadereyta, Salamanca, Minatitlán y Madero ocuparon posiciones diferentes según el producto examinado.
También revelan algo más importante que un ranking. Las refinerías mexicanas son instalaciones con configuraciones, alimentaciones y condiciones operativas distintas. No se pueden evaluar todas con un indicador único de carga, capacidad o elaboración.
Para PEMEX, el desafío consiste en convertir capacidad industrial en producción sostenida de combustibles que cumplan especificaciones, a costos y condiciones comerciales compatibles con la operación del sistema. Eso exige inversiones, mantenimiento, suministro de crudo, confiabilidad y logística.
Para los proveedores, los datos ayudan a formular mejores preguntas: qué unidades concentran el procesamiento, dónde cambia la composición de productos, qué capacidad de conversión puede estar involucrada y qué evidencia adicional justificaría una intervención.
Y para el lector que quiere saber qué refinería es la más eficiente, la respuesta todavía necesita información que no aparece en las tablas mensuales: balances de materia completos, disponibilidad de equipos, energía utilizada, costos, calidad y resultados económicos por instalación.
La producción medida es el comienzo de la evaluación, no su conclusión. La fortaleza del Sistema Nacional de Refinación se comprobará cuando las diferencias entre capacidad, procesamiento, elaboración y resultado comercial puedan analizarse de manera consistente durante varios periodos.
Fuentes oficiales y referencias documentales
- PEMEX, Base de Datos Institucional. Elaboración de productos petrolíferos por refinería, cuadro REPETRE, agosto de 2026. Consultar fuente primaria.
- PEMEX, Base de Datos Institucional. Proceso de petróleo crudo y líquidos por refinería, cuadro RPROREF, enero-agosto de 2026. Consultar serie oficial.
- PEMEX. Reporte de resultados no dictaminados, segundo trimestre de 2026. Información sobre procesamiento, capacidad nominal del SNR y operación de unidades industriales. Consultar reporte PDF.
- PEMEX, 14 de mayo de 2026. Comunicado sobre procesamiento de crudo durante el primer trimestre, refinería Olmeca y operación de la coquizadora de Tula. Consultar comunicado.
- Diario Oficial de la Federación. NOM-016-CRE-2016 y acuerdo de modificación de especificaciones de calidad de petrolíferos. Consultar disposición.
- Diario Oficial de la Federación. Programa Nacional de Infraestructura de la Calidad 2026, referencias a la modificación de especificaciones de petrolíferos. Consultar programa.
Nota editorial: investigación con fecha de corte del 15 de octubre de 2026. Los valores se refieren a periodos observados y no deben interpretarse como cierre anual. Las participaciones porcentuales son cálculos editoriales derivados de estadísticas oficiales y pueden variar por redondeo o revisiones posteriores de PEMEX.
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