Las importaciones de combustibles de Pemex desde EE. UU. caen a su nivel más bajo desde 2008 mientras la refinación nacional repunta

Las compras de gasolina y diésel estadounidenses por parte de México cayeron en 2025 a su nivel más bajo desde 2008, un cambio que ya está drenando volumen de las refinerías de la costa del Golfo y reescribiendo una relación comercial de combustibles que ha fluido de norte a sur durante casi dos décadas. La causa no es una demanda mexicana débil. Es Pemex, que finalmente opera sus refinerías cerca de las tasas que ha prometido durante años, liderada por la nueva planta Olmeca en el Golfo de México.

Las cifras cuentan una historia clara. La producción combinada de gasolina y diésel de Pemex promedió alrededor de 552,000 barriles por día durante los primeros diez meses de 2025, un aumento de aproximadamente 5 por ciento frente a los 473,000 b/d del año anterior. A medida que esa oferta nacional aumentó, las importaciones cayeron. Las importaciones promedio de combustibles bajaron a aproximadamente 414,000 b/d, un descenso del 22 por ciento frente a los 534,000 b/d. Las importaciones de diésel sufrieron el mayor golpe, con una caída del 42 por ciento hasta aproximadamente 83,000 b/d desde los 143,000 b/d.

Lo que muestran los datos de exportación de EE. UU.

La contracción se refleja claramente en las cifras de la Administración de Información Energética de EE. UU. Las exportaciones totales de destilados de EE. UU. a México se situaron en alrededor de 80.15 millones de barriles en 2025, un descenso de más del 18 por ciento frente a los 98.21 millones de barriles de 2024. Las refinerías de la costa del Golfo, agrupadas como PADD 3, enviaron a México aproximadamente 10 millones de barriles menos de destilados que el año anterior, una caída del 13 por ciento. En la costa oeste, las exportaciones de destilados del PADD 5 a México cayeron a aproximadamente 10.9 millones de barriles en 2025 desde los 18.6 millones del año anterior, un descenso de aproximadamente el 41 por ciento.

Si se suman estas caídas, la línea de tendencia aterriza donde los observadores del mercado dicen que está: la menor toma anual de combustibles para carretera de EE. UU. por parte de México desde la recesión de 2008. Algunas mediciones sitúan los flujos de gasolina en su nivel más débil desde 2009. De cualquier manera, la dirección no está en disputa. México está comprando menos de lo que las refinerías estadounidenses han contado durante mucho tiempo con vender.

Eso importa para la costa del Golfo porque México ha sido su cliente de exportación más confiable. Las refinerías de Texas a Luisiana construyeron sus capacidades de procesamiento y sus mezclas de productos en torno a una demanda constante hacia el sur. Cuando esa demanda se debilita, los barriles tienen que encontrar un hogar en otro lugar, generalmente con descuento, o los crudos que los respaldan se reducen.

Olmeca finalmente rinde frutos

La planta que está haciendo la mayor parte del trabajo es Olmeca, también llamada Dos Bocas, en la costa de Tabasco. Después de casi cuatro años de retrasos, sobrecostos y operación intermitente, operó al 77.5 por ciento de su capacidad nominal de 340,000 b/d en diciembre de 2025, su mejor mes desde el arranque. Para octubre, la refinería producía alrededor de 70,000 b/d de gasolina y 81,000 b/d de diésel. Para diciembre estaba procesando más de 260,000 b/d de crudo pesado.

Olmeca no carga sola con el peso. Las seis refinerías más antiguas de Pemex, algunas con un siglo de antigüedad, elevaron sus procesamientos combinados a aproximadamente 1.22 millones de b/d hacia finales de 2025, descrito como la mayor utilización en más de una década. Tula, Salina Cruz, Minatitlán, Madero, Cadereyta y Salamanca han sido durante mucho tiempo el eslabón débil de la cadena, afectadas por incendios, averías y baja confiabilidad. Lograr que operen más, aunque sea por un periodo, es la diferencia entre un eslogan de política y barriles reales.

Soberanía sobre dólares

Nada de esto ocurrió por accidente. El impulso refinador es el núcleo de una política energética que comenzó bajo Andrés Manuel López Obrador y continúa bajo la presidenta Claudia Sheinbaum. La apuesta es que a México le conviene más refinar su propio crudo en casa que enviarlo a las plantas de la costa del Golfo de EE. UU. y recomprar la gasolina y el diésel terminados. Bajo la hoja de ruta de Soberanía Energética 2030, el gobierno ha limitado la producción de crudo a 1.8 millones de b/d y ha dirigido más de ese petróleo a las refinerías nacionales en lugar del mercado de exportación.

La contrapartida es costosa. Pemex vende su crudo pesado Maya en el extranjero por divisas fuertes; refinarlo en casa significa renunciar a esos dólares a cambio de menores importaciones de combustibles. Para una empresa que carga una de las mayores deudas de cualquier gran petrolera del mundo, eso es un costo real, no una nota al pie contable. Los funcionarios han decidido que la autosuficiencia energética vale la pena.

El otro lado de la balanza

Aquí está la parte que complica la victoria de la soberanía. Mientras las importaciones de combustibles cayeron, las exportaciones de crudo cayeron mucho más rápido. Las exportaciones de crudo de Pemex se desplomaron a aproximadamente 368,000 b/d en diciembre de 2025, el volumen mensual más bajo desde enero de 1990 y un 54 por ciento menos que el año anterior. Las importaciones estadounidenses de crudo mexicano cayeron a aproximadamente 224,500 b/d en diciembre, un descenso mensual del 22 por ciento.

La brecha entre las dos tendencias produjo un hito que México no veía en una generación. En los primeros cinco meses de 2026, Pemex importó aproximadamente 507,000 b/d de combustibles refinados mientras exportaba solo unos 432,000 b/d de crudo. Medido en dólares, la empresa gastó aproximadamente 1.6 mil millones al mes en importaciones de combustibles frente a unos 1.09 mil millones en ingresos por exportación de crudo. Por primera vez en unos 36 años, Pemex está pagando más por los combustibles que importa de lo que gana por el crudo que envía al exterior.

Refinar más en casa se suponía que iba a cerrar esa brecha. Ha reducido el lado de las importaciones, pero la caída más pronunciada en las ventas de crudo abrió un agujero más amplio en el lado de los ingresos. México bombeaba casi 3.4 millones de b/d hace dos décadas. Hoy, la maquinaria de exportación que alguna vez lo convirtió en un importante proveedor global ha sido estrangulada deliberadamente, y las refinerías aún no son lo suficientemente eficientes o grandes para hacer que las matemáticas favorezcan a Pemex.

Lo que significa para las refinerías de EE. UU. en 2026

Para los operadores de la costa del Golfo, la lectura a corto plazo es directa. Argus y otros analistas esperan que Pemex recorte aún más las importaciones de combustibles para carretera en 2026, a medida que Olmeca y las plantas heredadas mantengan tasas de operación más altas. Eso apunta a una erosión continua en el punto de venta de exportación más confiable que tienen las refinerías estadounidenses. El contrapeso es que México también está enviando menos crudo al norte, lo que ajusta la oferta de los grados pesados para los que están construidas las refinerías del Golfo. En otras palabras, las plantas estadounidenses pueden perder un cliente de combustibles y un proveedor de crudo al mismo tiempo.

La pregunta más grande es la durabilidad. Las refinerías de México han repuntado antes y luego han tropezado con incendios, paradas y atrasos de mantenimiento. Si las tasas de operación de 2025 se mantienen durante 2026 decidirá si esto es una ruptura estructural en el comercio de combustibles de América del Norte u otro pico temporal. Por ahora, los barriles son reales, las importaciones están a la baja, y las refinerías estadounidenses observan cómo un cliente que durante mucho tiempo dieron por sentado compra menos cada mes.