Refinerías de PEMEX: cuáles producen más gasolina, diésel y combustóleo en 2026

La comparación: cuánto produce cada refinería mexicana de PEMEX

La tabla reúne el promedio diario mensual de agosto de 2026 para las siete refinerías ubicadas en México. Los registros originales tienen tres decimales; aquí se presentan con uno para facilitar la lectura. El orden es por volumen de gasolina, no por capacidad nominal, rentabilidad o eficiencia.

Unidad: miles de barriles diarios (Mbd). Fuentes: PEMEX, BDI, elaboración de petrolíferos por refinería (REPETRE) y proceso de crudo por refinería (AEPSTRI7). Valores redondeados; los totales proceden de las series agregadas oficiales y pueden presentar diferencias mínimas por redondeo. N/D significa dato no disponible y no equivale a cero.

La primera conclusión es directa: Dos Bocas no solamente registró la mayor carga de crudo en agosto; también encabezó la elaboración individual de los dos combustibles automotrices principales. Salina Cruz, con una carga muy cercana, mostró una distribución de productos considerablemente distinta.

Pero el caso del combustóleo exige una precisión: el cuadro oficial presenta N/D para Dos Bocas. Por tanto, Salina Cruz lidera entre las refinerías con dato individual publicado, y no es correcto presentar un ranking completo de las siete instalaciones para ese producto.

Qué significa N/D y por qué importa para el comparativo

En la información de PEMEX, N/D no es un volumen medido de cero barriles diarios. Es un valor sin dato publicado bajo esa categoría estadística. Para Dos Bocas, el cuadro sí contiene producción de gasolina, diésel ecológico, coque y otros conceptos, pero no permite asignarle un volumen individual de combustóleo.

La suma de los registros numéricos disponibles de combustóleo prácticamente coincide con el total agregado del sistema, considerando redondeos. Aun así, esa coincidencia contable no autoriza a sustituir el N/D por cero ni demuestra por sí misma la ausencia física de una corriente residual.

Existe otra advertencia relevante. El cuadro REPETRE señala una elaboración total de 1,217.124 Mbd para agosto, mientras que la serie AEPSTRI7 registra 1,233.026 Mbd. La discrepancia es de 15.902 Mbd y se concentra prácticamente en el registro de elaboración total atribuido a Tula. Las fuentes consultadas no permiten resolver plenamente la diferencia de clasificación. Por eso, esta investigación toma las cifras específicas de gasolina, diésel y combustóleo del cuadro por productos y no utiliza esos totales alternativos para calcular una supuesta eficiencia por instalación.

Gasolina: Dos Bocas supera a Salina Cruz y Tula

La refinería Olmeca produjo 109.034 Mbd de gasolinas durante agosto de 2026. Representa el 24.8% del total de gasolina registrado por el Sistema Nacional de Refinación en ese mes. Salina Cruz ocupó la segunda posición, con 82.226 Mbd, equivalente a 18.7%, y Tula la tercera, con 72.765 Mbd o 16.6%.

Juntas, las tres instalaciones aportaron alrededor de seis de cada diez barriles de gasolina elaborados en las refinerías mexicanas durante agosto. La concentración muestra el peso que puede adquirir un grupo relativamente pequeño de plantas en el abastecimiento industrial, aunque no demuestra por sí sola dónde termina comercializándose el combustible.

Cadereyta contribuyó con 57.956 Mbd; Salamanca, con 52.582; Minatitlán, con 33.027, y Ciudad Madero, con 31.458 Mbd. Todas son cifras mensuales de elaboración, no capacidad instalada.

El liderazgo de Dos Bocas tiene una explicación industrial plausible: se trata de una refinería diseñada con unidades de conversión y tratamiento destinadas a obtener productos de mayor valor a partir de crudo pesado. Sin embargo, atribuir una cantidad concreta de gasolina exclusivamente a determinada unidad requeriría balances detallados y reportes operativos que no están incluidos en la tabla estadística utilizada.

La lectura se vuelve más compleja al considerar las clasificaciones de PEMEX. En agosto, el sistema registró gasolina Magna UBA, Premium y volúmenes de Magna asociados parcialmente a transferencias desde el complejo petroquímico La Cangrejera hacia Minatitlán. La propia BDI identifica esa particularidad.

Así, no todo volumen clasificado como elaboración en refinerías debe interpretarse sin reservas como gasolina resultante únicamente del crudo que entró a esa instalación. Las corrientes recibidas, los componentes y las mezclas forman parte de la contabilidad que necesita revisarse antes de comparar rendimientos de proceso.

Para comprender cómo esa producción se relaciona con importaciones y consumo, el análisis complementario de gasolina en México en 2026 examina una pregunta distinta: cuánto contribuye la producción nacional frente a las necesidades del mercado.

Diésel: Olmeca concentra una tercera parte de la elaboración mensual

La diferencia más marcada entre instalaciones aparece en el diésel. Dos Bocas registró 106.870 Mbd en agosto, alrededor del 33.8% del total del Sistema Nacional de Refinación. Cadereyta fue segunda con 50.453 Mbd, mientras Minatitlán alcanzó 35.206 Mbd.

La cuarta posición correspondió a Tula, con 34.375 Mbd; después aparecen Salamanca, Ciudad Madero y Salina Cruz. Esta última, pese a ser la segunda refinería con mayor proceso de crudo en agosto, registró solamente 26.028 Mbd de diésel.

El contraste entre Salina Cruz y Dos Bocas es importante. Procesaron volúmenes de crudo cercanos, pero reportaron resultados muy distintos en diésel. Una explicación técnica requiere revisar, al menos, la configuración de conversión, los cortes intermedios disponibles, la carga a hidrotratamiento, los servicios de hidrógeno y las especificaciones del producto terminado.

En Olmeca, el dato corresponde a la categoría de diésel ecológico reportada por PEMEX. En otras plantas aparecen las categorías Pemex Diésel y Diésel UBA. Esta clasificación tiene consecuencias para la interpretación comercial: los volúmenes globales de diésel no informan por sí solos la distribución final por mercado, destino o formulación.

El sistema de hidrotratamiento es decisivo porque permite reducir contaminantes como el azufre mediante procesos catalíticos, con condiciones determinadas de temperatura, presión e hidrógeno. La disponibilidad de las plantas de tratamiento puede limitar la cantidad de combustible que alcanza determinadas especificaciones, incluso cuando existen corrientes intermedias suficientes.

La capacidad de convertir una fracción pesada en destilados y la capacidad de entregar esos destilados con calidad comercial son dos problemas de ingeniería relacionados, pero diferentes.

Combustóleo: Salina Cruz mantiene el mayor volumen reportado

Salina Cruz registró 92.062 Mbd de combustóleo en agosto. Esta cantidad representa el 52.8% del total agregado de 174.416 Mbd publicado por PEMEX. El segundo volumen individual disponible correspondió a Salamanca, con 33.147 Mbd, seguido de Cadereyta, con 26.061 Mbd.

Tula reportó 18.826 Mbd; Minatitlán, 3.317, y Ciudad Madero, 1.002 Mbd. El registro de Dos Bocas permanece como N/D.

La elevada cifra de Salina Cruz abre una pregunta industrial más interesante que una clasificación: ¿cuánta de la alimentación termina convertida en productos de mayor valor y cuánta permanece en corrientes residuales?

El combustóleo es un combustible pesado cuya composición y calidad dependen de las corrientes utilizadas para formularlo. Puede tener aplicaciones industriales y energéticas, sujetas a especificaciones y restricciones comerciales o ambientales. No constituye automáticamente una pérdida ni puede asignársele un valor económico fijo sin conocer su calidad, destino y precio.

En términos de proceso, las refinerías con mayor capacidad efectiva de conversión profunda pueden transformar parte de los residuos de destilación mediante coquización u otras tecnologías. Una refinería con menor conversión disponible puede mantener una proporción más alta de productos residuales. Esto es un mecanismo técnico general, no una causa demostrada para cada volumen observado en Salina Cruz.

Para identificar la razón concreta se necesitarían los balances de unidades, la calidad y composición de la alimentación, las corrientes enviadas a tratamiento y la disponibilidad efectiva de los equipos. También debe considerarse que la BDI incluye transferencias de despuntado de La Cangrejera en la serie de combustóleo, lo cual exige precaución al interpretar el total.

La producción cambió durante 2026: agosto no resume los ocho primeros meses

Un ranking mensual puede ocultar variaciones relevantes. La información de PEMEX muestra que, entre enero y agosto, el proceso total de crudo fluctuó de forma importante. El sistema pasó de 1,058.5 Mbd en enero a 1,217.3 Mbd en julio y 1,208.2 Mbd en agosto, con un mínimo del periodo de 941.2 Mbd en mayo.

En las gasolinas también hubo diferencias: 321.5 Mbd en mayo frente a 439.0 Mbd en agosto. El diésel alcanzó 316.3 Mbd en agosto, mientras el combustóleo había registrado su mayor nivel del periodo en julio, con 247.5 Mbd.

Fuente: PEMEX, BDI, cuadros AEPSTRI7 y RPETROL. Promedios diarios mensuales, expresados en Mbd. No son volúmenes acumulados ni proyecciones.

Entre julio y agosto, el total de crudo procesado disminuyó ligeramente, alrededor de 0.7%, pero la elaboración de gasolina aumentó 5.1% y la de diésel 9.3%. En cambio, el combustóleo se redujo 29.5%.

Ese contraste confirma que no existe una equivalencia directa entre variación de carga y variación de cada producto. La distribución de la alimentación entre refinerías, la operación de unidades secundarias y los componentes contabilizados pueden modificar el resultado agregado.

Sin balances detallados de unidades no puede atribuirse la reducción del combustóleo a una sola causa. Tampoco sería correcto afirmar que el aumento de gasolina de agosto representa una recuperación permanente que continuará el resto del año.

Tula y Dos Bocas muestran trayectorias distintas

La evolución de la carga por instalación permite agregar contexto al ranking. Tula procesó 262.8 Mbd en abril, su máximo entre los ocho meses consultados, y descendió a 182.4 Mbd en agosto. Dos Bocas registró 141.1 Mbd en junio y aumentó a 252.5 Mbd en agosto.

Salina Cruz también presentó fluctuaciones: 123.9 Mbd en mayo, 246.8 Mbd en julio y 246.4 Mbd en agosto. Por su parte, Minatitlán pasó de 50.5 Mbd en junio a 130.5 Mbd en julio, para registrar 119.2 Mbd en agosto.

Estas variaciones muestran por qué una fotografía mensual no debería utilizarse para declarar a una refinería ganadora o perdedora del año completo. En particular, la BDI consultada permite reconstruir la evolución del proceso de crudo por planta, pero el cuadro de producción detallada por producto presenta directamente el último mes. No se atribuyen, por tanto, liderazgos acumulados de gasolina o diésel entre enero y agosto sin disponer aquí de la serie histórica homogénea por planta y producto.

PEMEX reconoció en una tarjeta informativa del 30 de agosto de 2026 variaciones en Olmeca asociadas a mantenimiento preventivo y afectaciones operativas específicas, y reportó una recuperación del procesamiento desde julio. Esa comunicación sirve como contexto operativo declarado por la empresa; para el comparativo mensual se conserva la cifra de agosto de la BDI, sin sustituirla por los promedios preliminares incluidos en la tarjeta.

Por qué dos refinerías con cargas similares producen combustibles diferentes

El primer gran diferenciador es la configuración de proceso. La destilación atmosférica separa el petróleo en fracciones según sus intervalos de ebullición. La destilación al vacío permite seguir separando materiales más pesados sin exponerlos a temperaturas que favorezcan su degradación.

Estas etapas son necesarias, pero no definen por sí solas cuánto combustible automotriz terminado puede obtenerse. El resultado depende de las unidades que transforman las fracciones separadas.

Conversión: el destino de las fracciones pesadas

La desintegración catalítica convierte ciertas corrientes de mayor peso molecular en productos más ligeros. La coquización procesa residuos pesados mediante mecanismos térmicos y genera corrientes aprovechables, además de coque de petróleo. Las unidades de reformación mejoran características de determinadas naftas que sirven como componentes de gasolina.

El hidrotratamiento y la hidrodesulfuración, por su parte, resultan fundamentales para ajustar propiedades y reducir contaminantes. El diseño de cada tren de proceso establece qué alimentaciones puede recibir y qué productos puede generar dentro de sus límites operativos.

La configuración de la refinería Miguel Hidalgo, en Tula, es un ejemplo pertinente. PEMEX informó en mayo de 2026 que la operación continua de su planta coquizadora, puesta en marcha en julio de 2025, contribuyó al incremento de la carga durante el primer trimestre de 2026. Se trata de una explicación operativa comunicada por la empresa; no permite atribuir automáticamente a la coquizadora cada cambio posterior en la elaboración de gasolina, diésel o combustóleo.

En el caso de Olmeca, la empresa señaló que la instalación alcanzó en abril una carga máxima instantánea de 340 mil barriles diarios, correspondiente a su nivel de diseño. Ese dato tampoco debe confundirse con el promedio diario de agosto ni con una tasa de disponibilidad anual.

La composición del crudo cambia las opciones del proceso

No todos los petróleos tienen la misma distribución de fracciones. La gravedad API, el contenido de azufre, los metales, los residuos y otras propiedades modifican las necesidades de tratamiento y las posibilidades de conversión.

Un crudo pesado puede requerir mayor capacidad de procesamiento de residuos. Una mezcla con más componentes ligeros puede modificar el perfil de destilación y la alimentación disponible para determinadas unidades. Pero ninguno de esos hechos significa que la gasolina final pueda predecirse únicamente a partir de la gravedad API.

El resultado también depende de la severidad del proceso, la disponibilidad de hidrógeno, el estado del catalizador, las restricciones hidráulicas, las especificaciones de los combustibles y la combinación de corrientes utilizada para formularlos.

La estadística oficial de agosto permite observar estas diferencias de alimentación. Cadereyta procesó tanto crudo pesado como ligero; Ciudad Madero aparece con carga pesada; Dos Bocas registra crudo pesado, y Tula incorpora corrientes pesadas, ligeras y superligeras. Sin embargo, las proporciones mensuales no sustituyen un estudio de rendimiento industrial.

Disponibilidad de unidades y servicios auxiliares

Una refinería puede conservar capacidad de destilación y tener restricciones importantes en conversión o tratamiento. Una falla de compresor, un problema de suministro de hidrógeno, una limitación en enfriamiento o una indisponibilidad eléctrica pueden alterar el patrón productivo.

También intervienen hornos, intercambiadores, bombas, válvulas, sistemas de control e instrumentación. La diferencia entre la capacidad mecánica de una unidad y su disponibilidad real puede explicar por qué una instalación no utiliza plenamente su potencial.

La capacidad nominal es un límite de diseño bajo supuestos específicos. La utilización indicativa requeriría dividir el crudo procesado entre una capacidad nominal comparable y documentada. La tabla oficial de capacidad ajustada por refinería consultada muestra N/D para las capacidades de 2026. En ausencia de un denominador homogéneo actualizado en esa fuente, no se asignan aquí porcentajes de utilización a las siete plantas.

Más gasolina no significa necesariamente más rentabilidad

Para un analista financiero, la canasta de productos es una señal relevante, pero insuficiente. El margen de refinación depende de los precios relativos del crudo y los productos, de la calidad, del consumo energético, del hidrógeno, de los catalizadores, de la logística y de numerosos costos adicionales.

La venta de gasolina puede generar ingresos importantes, pero un volumen alto no garantiza un margen superior si los costos de procesamiento o transporte también son elevados. Lo mismo ocurre con la comparación de combustóleo: su valor depende de especificaciones, mercado, alternativas de disposición y condiciones comerciales.

Sería metodológicamente incorrecto calcular la rentabilidad de una refinería dividiendo su producción de gasolina entre los barriles de crudo procesados. Ese cociente puede funcionar, con advertencias, como un indicador descriptivo de relación entre volúmenes, pero no como rendimiento químico certificado ni margen financiero.

La BDI tampoco demuestra que todo lo elaborado esté disponible en la misma fecha para el mercado. Entre la salida de una unidad de proceso y la venta puede haber mezclas, almacenamiento, certificación de calidad, transferencias, cambios de inventario y movimientos logísticos.

Esta separación entre producción y suministro es esencial en México. Para comprender el proceso completo, desde las refinerías hasta terminales, ductos, autotanques y estaciones de servicio, puede consultarse cómo llega la gasolina de PEMEX a las gasolineras.

La calidad regulatoria también condiciona el producto comercial

Gasolina y diésel deben cumplir especificaciones de calidad para su comercialización. Al corte de esta investigación, el catálogo oficial de normalización de la Secretaría de Economía identifica la NOM-016-CRE-2016 como vigente.

La norma cubre especificaciones para distintos petrolíferos, incluidos gasolina, diésel y combustóleo, y contempla requisitos de calidad aplicables a la cadena de suministro. En 2026 existe un programa de modificación normativa, pero la inclusión de una revisión en ese programa no constituye, por sí sola, la sustitución de la norma vigente.

La evaluación de los productos debe considerar además las competencias regulatorias actuales de la Comisión Nacional de Energía, creada después de la reorganización institucional del sector en 2025, sin confundir a la autoridad responsable de una norma al momento de su expedición con la estructura institucional posterior.

Lo que estos resultados significan para mantenimiento y proveedores industriales

Las cifras de producción no identifican automáticamente equipos dañados ni contratos disponibles. Sí muestran por qué la confiabilidad de las unidades tiene un impacto económico importante: una interrupción en un sistema crítico puede modificar la carga, desbalancear corrientes y limitar la fabricación de productos terminados.

Para empresas de ingeniería y mantenimiento, los rubros relevantes incluyen equipos rotativos, sistemas de bombeo, válvulas industriales, instrumentación, control avanzado de procesos, servicios de inspección e integridad mecánica.

En plantas con procesamiento de crudo pesado, la exposición a incrustaciones, erosión, ensuciamiento, corrosión y condiciones térmicas exigentes requiere estrategias de inspección y mantenimiento adaptadas a los riesgos reales. En otras unidades, la confiabilidad de compresores, sistemas de hidrógeno e intercambiadores puede determinar la continuidad del tratamiento de combustibles.

Un programa de mantenimiento basado en condición permite priorizar anomalías antes de que se conviertan en paros mayores. Sin embargo, establecer que una caída específica de producción se debió a una bomba, válvula o instrumento exige órdenes de trabajo, reportes de falla o documentación operativa adicional.

La evaluación de estas necesidades puede ampliarse en el análisis de proveedores de bombas, válvulas, sensores y mantenimiento de refinerías. Su utilidad es identificar capacidades técnicas y criterios de selección, no inferir adjudicaciones a partir de una variación mensual.

Para los compradores industriales, la pregunta correcta no es qué refinería produce menos y por tanto debería contratar más mantenimiento. Es qué activos condicionan el desempeño de cada instalación, qué mecanismos de falla están documentados y qué soluciones pueden demostrar resultados medibles.

Qué revelan los datos sobre el abastecimiento mexicano

En agosto, PEMEX registró una elaboración de 439.0 Mbd de gasolinas y 316.3 Mbd de diésel dentro del SNR. Estos volúmenes reflejan la contribución de la refinación nacional, pero no constituyen por sí solos el balance completo de oferta y demanda.

El abastecimiento también depende de importaciones, inventarios, movimientos entre instalaciones, transporte y productos terminados disponibles. La propia BDI distingue elaboración de petrolíferos, disponibilidad de gasolina y ventas internas.

Por ejemplo, otra serie institucional muestra ventas internas de gasolina de 754.4 Mbd durante agosto de 2026. Esa cifra corresponde a un universo comercial diferente del dato de gasolina elaborada en las refinerías nacionales y no debe interpretarse como una resta directa que cuantifique importaciones. Para calcular la dependencia externa hacen falta las series de importación, inventarios y demás ajustes comparables.

También importa dónde se produce cada combustible. Salina Cruz cumple una función estratégica en la costa del Pacífico; Minatitlán está vinculada a la infraestructura energética del sureste; Cadereyta tiene relevancia para el noreste, y Salamanca se relaciona estrechamente con el mercado del Bajío. Sin embargo, la ubicación geográfica no demuestra por sí misma el destino final de cada barril.

Quien necesite una visión general de localización, infraestructura y capacidad puede consultar el mapa de las refinerías mexicanas. La comparación de esta investigación se concentra exclusivamente en los volúmenes efectivamente reportados.

Una última delimitación es indispensable: Deer Park se encuentra en Texas, Estados Unidos. Aunque PEMEX participa en esa operación, no se incorporan sus volúmenes en la tabla de las siete refinerías ubicadas en territorio mexicano. Mezclarlos alteraría el alcance geográfico y contable del comparativo.

Metodología: cómo se construyó la comparación

El periodo principal es agosto de 2026, último mes publicado de forma homogénea en las tablas consultadas de la Base de Datos Institucional de PEMEX. La fecha de corte documental de la investigación es el 15 de octubre de 2026.

Para la tabla por refinería se utilizó la serie REPETRE, que desglosa la elaboración de productos. El crudo procesado corresponde a AEPSTRI7. La evolución mensual del SNR se contrastó con RPETROL, mientras que los comentarios sobre capacidad incorporan las limitaciones observadas en AEPSTRI5A.

Todos los valores de las tablas representan miles de barriles diarios, excepto los indicadores porcentuales, que fueron calculados expresamente. En la tabla principal se redondearon los registros originales a una cifra decimal.

Las participaciones por producto se calcularon dividiendo el volumen publicado de cada refinería entre el total oficial del mismo combustible durante agosto. No se calcularon participaciones individuales para campos N/D.

Las comparaciones mensuales utilizan observaciones de un mismo año y una misma definición de producto. No se sumaron directamente promedios diarios de meses con diferente duración para presentarlos como producción acumulada.

La información pública permite establecer posiciones por volumen en agosto, pero no proporciona en estos cuadros suficientes elementos para determinar márgenes económicos, eficiencia energética, disponibilidad de unidades, desempeño ambiental individual ni rendimiento certificado de refinación.

Las cifras oficiales pueden ser objeto de revisiones posteriores. La lectura y los cálculos de este artículo corresponden a los datos disponibles en las fuentes consultadas al corte señalado.

Preguntas frecuentes sobre la producción de las refinerías de PEMEX