Existe una baja inversión en el desarrollo de nuevos campos y se registra un agotamiento de los campos maduros, explicó HR Ratings
La exportación de petróleo crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) se desplomó 22.94 por ciento anual durante el tercer trimestre de 2025, al promediar 556 mil 978 barriles diarios, el nivel más bajo desde que se tiene registro en 1990.
De acuerdo con estadísticas de la petrolera, el retroceso se observó en prácticamente todos los destinos de venta y tipos de crudo, reflejo del agotamiento de campos maduros y la menor disponibilidad para exportar, en un contexto donde la empresa ha priorizado el suministro al sistema nacional de refinación.
Durante este mismo periodo, la producción promedio de hidrocarburos líquidos, que incluye petróleo y sus condensados, fue de 1.64 millones de barriles por día, lo que representó una baja de siete por ciento frente al mismo lapso de 2024, cuando se alcanzaron 1.66 millones de barriles diarios.
“Hemos observado una reducción en los niveles de producción de crudo. La propia dirección de Pemex reconoció que esto se debe a la baja inversión en el desarrollo de nuevos campos y al agotamiento de los campos maduros”, explicó Édgar González, asociado senior de análisis económico y deuda soberana de HR Ratings.
En entrevista con El Sol de México, el especialista advirtió que esta situación ha derivado en una menor disponibilidad de petróleo para exportación, lo que implica un impacto directo en las finanzas públicas.
Los datos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) indican que, al cierre de septiembre, los ingresos petroleros ascendieron a 669 mil millones de pesos, cifra inferior en 17 por ciento anual en términos reales.
La propia dependencia, a cargo de Édgar Amador Zamora, agrega que la baja responde a una menor plataforma de producción de petróleo y a menores ventas internas de Pemex. “Las exportaciones se han reducido y esto implica menores ingresos para Hacienda y para Pemex”, añadió el experto de HR Ratings.
“Las exportaciones se han reducido y esto implica menores ingresos para Hacienda y para Pemex”
– Édgar González, asociado senior de análisis económico y deuda soberana de HR Ratings
América sigue como principal destino
Según Pemex, en el lapso de referencia el crudo Maya, principal mezcla de exportación, promedió 364 mil 704 barriles diarios, seguido por el Istmo, con 117 mil 122, y el Olmeca, con 63 mil 864 barriles diarios. En conjunto, los tres registraron caídas frente al mismo periodo del año pasado.
Por destino, América se mantuvo como el principal mercado de exportación, con 337 mil 213 barriles diarios, seguida de Europa, con 133 mil 993, y el Lejano Oriente, con 85 mil 772. En todos los casos, los volúmenes fueron menores que en 2024.
Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC, explicó que la variación en las exportaciones entre los distintos mercados responde al precio de venta del crudo en el momento de la transacción, también conocido como precio spot.
“Pemex trata de colocar el crudo en donde le den un mejor precio spot”, dijo Monroy, quien también descartó que los menores flujos de ventas hacia el Lejano Oriente sean afectados en gran medida por los conflictos geopolíticos o decisiones de la OPEP+.
“Estos factores influyen muy poco. Los países de la OPEP+ tienen un crudo diferente al nuestro, entonces México compite en otras ligas”, destacó.
“Estos factores influyen muy poco. Los países de la OPEP+ tienen un crudo diferente al nuestro, entonces México compite en otras ligas”
– Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC
Apertura privada, una opción a mediano plazo
De acuerdo con el analista de HR Ratings, la estrategia de Pemex busca destinar una parte creciente de la producción al sistema de refinación para elevar la oferta de combustibles y reducir la dependencia de importaciones. Sin embargo, los avances todavía son limitados.
“Será necesario esperar hasta 2026 para ver resultados más claros”, apuntó. Sobre las alternativas para mejorar la posición financiera de la empresa, González consideró que una mayor apertura al sector privado podría ser positiva.
“Pemex no cuenta con todos los recursos necesarios para invertir en exploración, producción y venta de crudo. Las inversiones mixtas, donde mantenga una participación mayoritaria del 55 por ciento, pueden ser benéficas”, dijo.
No obstante, señaló que estas alianzas tardarían entre cuatro y seis años en generar resultados tangibles, y dependerán del ritmo de modernización del Sistema Nacional de Refinación, particularmente de la refinería de Dos Bocas, que aún no opera a su máxima capacidad.
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