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PEMEX, SIN DINERO PARA AGOSTO DEL 2025

7 de mayo, 2025

La deuda a proveedores, reconocida por medio de COPADES ha pasado de 506 a 404 mil millones de pesos; además, según los datos presentados por la empresa al primer trimestre del 2025, comparados con el mismo periodo del año pasado, a la forma como paga la empresa del estado, sus derechos de acuerdo con la nueva fórmula, con el nombre del derecho petróleo del bienestar, aumentaron en alrededor de 25 mil millones de pesos.

Estos dos datos pueden dar una visión de cuánto flujo de efectivo puede tener la empresa para 2025, con base en su inversión presupuestal, y del capital (CAPEX). Podemos determinar, cuánta obra, operaciones, mantenimiento, y requerimientos que la empresa, puede tener en el resto del año.

Hoy, ante la nueva estructura de la empresa, no importa que esté en pérdida, debido a que esta pasa a ser como parte de la deuda que tiene la nación. La inversión presupuestal se refiere al dinero que Pemex destina a la construcción, adquisición o mejora de activos que le permitan operar y crecer. Esto incluye proyectos de exploración, producción, refinación y petroquímica, entre otros. La inversión presupuestal de Pemex se aprueba anualmente por el Congreso de la Unión y es parte del presupuesto federal.

El CAPEX representa los gastos de capital que la empresa realiza para mantener o aumentar sus activos, como equipos, instalaciones y otros activos fijos. Estos gastos, aunque se consideren “gastos”, son en realidad inversiones que Pemex hace para asegurar la eficiencia y productividad de sus operaciones a largo plazo.

Según las definiciones anteriores y los datos presentados en recientes días, por parte de PEMEX, puede existir un riesgo inminente de una posible baja de actividad en algunas áreas operativas, o el dejar de hacer obras, principalmente a lo que respecta a la exploración y producción de la empresa, a donde el 85 % del total de la inversión presupuestal es asignado a esta y el 80 % del CAPEX. Recordemos que la mayoría de la deuda a proveedores, y de las actividades de las que depende la empresa, es esta industria extractiva. Las PYME’s que dan servicios o productos dependen de las actividades que sean realizadas en los diferentes campos de explotación de hidrocarburos en áreas terrestres o marinas.

La anterior aseveración está basada en que en 2025 fue asignado un total de 211 millones de pesos en el área de inversión presupuestal, y al primer trimestre del año en curso se han ejercido 103 mil millones. Esto significa, que solo quedan alrededor del 51 % del presupuesto. A lo cual, el área de exploración y producción, restan el 45 % del presupuesto del total aprobado de 180 mil millones.

Respecto al CAPEX, el total asignado fue de 127 mil millones, y al cual se han ejercido el 57 %. Siendo que el área de exploración y producción, restan del total asignado un 29 % de un total de 98 mil millones de pesos.

En Pemex, exploración y producción quedan 83 mil millones de pesos en inversión presupuestal, y 29 mil millones en CAPEX. Esto será suficiente para poder pagar a proveedores, o inversiones de largo plazo, que aseguren el mantener la producción en 1.8 millones, o ayudar a incrementar la producción de gas, a los 5000 millones de pies cúbicos propuestos.

Una encrucijada complicada se presenta para las áreas operativas de la empresa del estado, al estar limitadas con el dinero, y no poder cumplir con los programas sugeridos para este 2025.

De acuerdo con los datos proporcionados en forma pública por PEMEX, en el periodo de enero a marzo de 2025, se han perforado un total de 17 pozos, de los cuales 12 son de desarrollo y 5 exploratorios.

Aquí es donde empieza la distorsión monetaria del cómo cumplir con el plan debido a que, según datos de la SHCP, en la estrategia programática presentada por PEMEX, deberán ser perforados 225 pozos en 2025, y de los cuales 160 son de desarrollo, y 65 exploratorios. Hoy es sabido que muchos de los campos que han dado producción incremental son de alta presión y temperatura, y el costo puede resultar entre dos a tres veces más del promedio de pozos convencionales realizados por la empresa.

Los datos del primer trimestre indican, de acuerdo con el plan, la falta de un 92 % de pozos a perforar. Pero si, ya se ejerció más del 55 % del dinero de inversión presupuestal, alcanzará el dinero para poder cumplir con lo planeado, o se inyectará dinero extraordinario a la empresa, para no parar operaciones a partir del tercer trimestre.

Esto significaría tener menos pozos en promedio operando por PEMEX, al no perforar, y terminar los mismos, cuyo objetivo debería ser el de incrementar la producción de petróleo crudo o gas. Actualmente, hay 5970 pozos operando (3803 de crudo y 2167 en gas) a marzo del 2025, a donde ha habido una reducción de 248 pozos, respecto al mismo mes del 2024.

Primer cuestionamiento

Para incrementar la producción es requerido el perforar pozos, y al mismo tiempo el mantener los actuales. Sí, solo hay el 45 % para ejercer en 2025. El dinero será el restante actual, será el suficiente para incrementar la producción, o mantener la misma hasta el tercer trimestre, o posiblemente, pueda bajar esta, a partir del cuarto trimestre, y la tendencia puede dar, como consecuencia, una declinación mayor a la actual.

Actualmente, al mes de marzo, la producción de petróleo crudo, es de 1 millón 615 mil barriles diarios, 205 mil barriles por debajo del año pasado, y a lo que, respecta al gas natural, son producidos 3,502 millones de pies cúbicos diarios, 334 mil menos respecto al 2024.

Segundo cuestionamiento

Con datos de la SHCP, y de acuerdo con los precriterios para el 2026, se indica que el presupuesto programado en el rubro de desarrollo económico, solo crecerá en un 2%(160 mil millones de pesos). Donde están PEMEX y CFE, y a los cuales están asignados 1 billón de pesos en 2025. No, vislumbra en el corto plazo, a él, cómo la empresa petrolera del estado, puede llegar a 1.8 MBD, sin tener un aumento de dinero presupuestal significativo. Ante una posible caída de la producción, por la posible disminución de operaciones en ciertos campos en los próximos meses.

Estos dos posibles escenarios podrían agravar la deuda a proveedores debido a que Pemex tiene vencimiento de la deuda en 2025 de 6.4 mil millones de dólares, y en 2026 de 18.70 mil millones. Y ante esto, la SHCP, deberá ayudar a la empresa a cubrir la misma, siendo la prioridad, debido a que afecta a la calificación crediticia de la nación.

A esto sumemos la caída de ingresos por la venta de combustibles como la gasolina y diésel, derivado, principalmente, a la estrategia de bajar los precios de la gasolina al consumidor final, por debajo de los 24 pesos, donde la empresa está perdiendo entre 1 y 1.50 pesos, en las terminales de almacenamiento. La venta de ambos productos por parte de PEMEX, representa el 40 % del total de los dineros que ingresan a la empresa.

La empresa, al tener menos ingresos, y tener que incrementar la producción, deberá generar más costos, y esto podría aumentar la deuda. Al tener menos utilidad de operación que pueda ser usada para ayudar a cubrir los costos financieros y que podrían ser mayores, al bajar la actividad extractiva de los hidrocarburos.

Ante este escenario, la única solución viable a corto plazo serán los contratos mixtos aplicados a asignaciones actuales de PEMEX, o nuevas que pudiera la SENER, dar bajo adjudicaciones, sosteniendo su viabilidad, ante la falta de dinero, y la urgencia de producir más hidrocarburos, bajo el argumento legal del posible riesgo a la soberanía, seguridad, y sostenibilidad del país. Pero de todo esto, dependerá qué tan rápido el contrato mixto pueda ser conceptualizado su puesta en operación, debido a que los costos que emanen de contrato de este tipo solo pueden ser recuperados por las partes, a través de los ingresos que genere el contrato. Depende de qué tan rápido puedan producir hidrocarburos un área asignada entre ambas partes. Cuyo fin sería, el poder pagar a proveedores, incrementar la inversión, para poder realizar una mayor cantidad de obras, pozos, infraestructura, y todo lo que ayude a generar una mayor derrama económica donde esté operando el contrato, y tener producciones incrementales.

PEMEX está dentro del problema. La solución ahora depende de su correcta aplicación en tiempo y forma, permitiendo que empresas que sí tengan la experiencia, dentro de la industria, lo hagan, y no sean empresas de portafolio, y que solo estorban en la industria.