El reciente incendio registrado en la coquizadora de la Refinería Olmeca, en Dos Bocas, implicará una operación con menor eficiencia, menor producción de combustibles y mayor generación de residuos, de acuerdo con el análisis de la consultora Caraiva y Asociados.

La coquizadora es la instalación encargada de procesar el residuo más pesado del crudo Maya, una fracción que no puede utilizarse directamente como combustible. A través de un proceso térmico, esta unidad lo convierte en productos de mayor valor, como gas, nafta y gasóleos, además de coque de petróleo.

Cuando la coquizadora sale de servicio o reduce su capacidad, ese residuo pierde su principal vía de procesamiento. En consecuencia, la refinería puede continuar operando, pero en condiciones restringidas, ya que disminuye la producción de gasolinas y diésel, aumenta la generación de combustóleo y se reduce la eficiencia global del sistema.

El análisis señala que, en estos escenarios, otras unidades deben ajustar su operación para evitar saturaciones, lo que puede traducirse en una menor carga de procesamiento. Este efecto depende de factores como la capacidad de almacenamiento y el manejo del residuo pesado.

Datos operativos recientes muestran la relevancia de esta unidad en el balance de productos. En febrero, la refinería procesó 205 mil barriles diarios de crudo y generó 29 mil barriles de coque, equivalentes a 4 mil 611 toneladas diarias.

Este nivel representa un rendimiento de 14%, superior al 10% considerado en el diseño de la planta.

De acuerdo con la consultora, este comportamiento indica que una mayor proporción del crudo está siendo convertida en coque, lo que sugiere una menor eficiencia en la transformación hacia combustibles más ligeros.

Respecto al incidente, el análisis apunta a que el incendio se habría originado en el área de manejo de coque, donde el material puede alcanzar temperaturas que favorecen la combustión espontánea si no se enfría o ventila adecuadamente.

El evento fue localizado, no comprometió otras áreas críticas de la coquizadora y permitió mantener en operación el resto de la refinería, según informó PEMEX.

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El gas importado, principalmente desde Texas, es el insumo del que depende más del 60% de la generación eléctrica nacional, así como amplios segmentos de la industria.

“Por ello, cualquier disrupción en el mercado estadounidense, ya sea por condiciones climáticas, problemas operativos o volatilidad de precios, tiene un impacto inmediato en la estabilidad del sistema eléctrico mexicano”, indica el análisis.

Detalla que esta semana la demanda doméstica de gas en Estados Unidos alcanzará 156 mil millones de pies cúbicos diarios, un nivel muy por encima del promedio de los últimos cinco años para enero, que se ubica en 137 mil millones.

El repunte está impulsado por el aumento en el consumo para calefacción, en un contexto de temperaturas extremas que también han comenzado a afectar la producción.

Aunque los inventarios estadounidenses se mantienen relativamente holgados, con 3 mil 65 mil millones de pies cúbicos almacenados al 16 de enero, 6.1% por arriba del promedio histórico, la lectura cambia cuando se observa la velocidad de extracción.

Bajo condiciones normales, ese volumen equivale a 33 días de consumo; sin embargo, con la demanda actual, la cobertura efectiva se reduce a 22 días, acotando el margen de respuesta ante un evento prolongado.

A este escenario se suma una caída temporal en la producción de gas natural en Estados Unidos, estimada en cerca de 10 mil millones de pies cúbicos diarios, como resultado del congelamiento de pozos y ductos (freeze-offs).

Las zonas más afectadas son la Cuenca Pérmica, en el oeste de Texas, y la región de Haynesville, dos de los principales polos de producción de gas shale del país vecino.

Si bien estas interrupciones suelen ser transitorias, elevan la volatilidad del mercado y el riesgo de ajustes abruptos en precios.

Texas vuelve a ser el eslabón crítico de la cadena, ya que el consumo diario de gas en ese estado ronda los 14 mil millones de pies cúbicos, pero durante la tormenta invernal se ha incrementado entre 15% y 20%, lo que presiona sus sistemas de almacenamiento.

Al cierre de 2025, la capacidad subterránea alcanzó los 908.54 millones de pies cúbicos diarios, suficiente para cubrir alrededor de 60 días de consumo promedio; no obstante, bajo un escenario de alta demanda, ese periodo de autonomía podría reducirse en aproximadamente 10 días.

En términos de oferta, Texas produce cerca de 28.7 mil millones de pies cúbicos diarios de gas seco, por lo que su consumo interno representa menos de la mitad del total.

El excedente se exporta, principalmente a México, a través de gasoductos, entre 7 y 8 mil millones de pies cúbicos diarios, y mediante cargamentos de gas natural licuado (GNL) hacia otros mercados. Esta interdependencia convierte al clima texano en un factor determinante para la seguridad energética mexicana.

En este contexto, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) opera como el principal amortiguador para los usuarios finales. La empresa mantiene un programa activo de coberturas financieras que cubren entre 37% y 40% del consumo anual estimado de gas, una herramienta diseñada para reducir la exposición a la volatilidad internacional.

Para el 89% de los hogares, bajo el esquema de subsidios vigente, la incidencia del precio del gas en la tarifa eléctrica es mínima o nula, y la Tarifa DAC se ajusta mensualmente sin reflejar picos abruptos de precios.

De acuerdo con Caraiva y Asociados, las coberturas contratadas por la CFE se ubican principalmente en un rango de 2 a 4 dólares por millón de BTU, lo que ha permitido contener impactos financieros incluso en escenarios de estrés, a diferencia de lo ocurrido en 2021, cuando una combinación de frío extremo, falta de coberturas y restricciones físicas derivó en apagones y costos extraordinarios.

Sin embargo, más allá de la coyuntura, el episodio vuelve a subrayar un problema de fondo, debido a la dependencia estructural de México del gas natural estadounidense sigue siendo uno de los principales riesgos de su sistema energético.

Aunque hoy existen mejores herramientas financieras, mayor planeación operativa y sistemas preventivos en gasoductos para evitar congelamientos, la exposición al clima y a las condiciones del mercado de Estados Unidos permanece prácticamente intacta, añade el análisis.

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Para Alejandro Montufar, CEO de PetroIntelligence, el esquema resulta atractivo porque reduce riesgos geológicos, al ofrecer campos ya delimitados y con reservas conocidas, bajo un marco que asegura recuperación de costos y reparto de beneficios.

“Los contratos mixtos garantizan flujos más estables y dan acceso inmediato a campos con potencial, algo que hoy por hoy es el único camino disponible para participar en el upstream mexicano”, explicó Montufar.

Sin embargo, subrayó que a diferencia de las rondas, aquí no hay transferencia del área ni autonomía total en la operación, lo que reduce los márgenes de decisión de los inversionistas.

El especialista afirmó que, aunque los contratos pueden generar ganancias atractivas en ciertos casos, no deben verse como la solución definitiva a los problemas estructurales de PEMEX.

“Hay que tener claro que los problemas estructurales de PEMEX no se resuelven totalmente ni de manera inmediata, ya que el monto de la deuda y los niveles de eficiencia no se ven beneficiados de forma total y permanente; sin embargo, también sería utópico pensar que con sólo una estrategia se lograría lo anterior”, puntualizó.

Por su parte, el analista energético Ramsés Pech, de Caraiva y Asociados, enfatizó que el origen de los contratos mixtos responde a la falta de recursos de inversión de PEMEX.

De los 21 campos identificados para este esquema, dijo, PEMEX ya cuenta con información técnica suficiente para detonar producción temprana de crudo y gas, pero carece de fondos para desarrollarlos.

“Al liberar estos proyectos del presupuesto, Pemex podrá destinar entre 15 y 20 mil millones de pesos a otras prioridades, mientras que el privado absorberá el 100% de la inversión y los gastos de operación”, detalló.

Además, el inversionista asumirá el papel de operador petrolero, con flexibilidad administrativa y técnica, y podrá contabilizar los beneficios del contrato en sus estados financieros.

Pech explicó que la contraprestación se definirá como un porcentaje de la producción o de las utilidades de la venta, pero antes deberán cumplirse las obligaciones fiscales.

El modelo fija también un límite de recuperación de costos de 30% de los ingresos de la producción, ampliable a 40% en casos excepcionales, sujeto a la supervisión de la Secretaría de Energía (SENER) y de Hacienda (SHCP). En todo momento, PEMEX mantendrá al menos un 40% de participación en cada contrato.

En conjunto, los especialistas coinciden en que los contratos mixtos pueden ser un instrumento eficaz para aumentar producción y aliviar presiones financieras, pero no resuelven de fondo la crisis estructural de la empresa productiva del Estado.

Montufar destacó la certidumbre jurídica y operativa que brindan estos contratos para los privados, mientras que Pech subrayó que su éxito dependerá de la calidad de la información de los campos y la transparencia en la gestión de los ingresos.

Ambos analistas coinciden en que los contratos mixtos son una oportunidad para que PEMEX gane tiempo y oxígeno, y para que los privados accedan a proyectos con riesgos menores, pero no son una panacea para el futuro de la petrolera nacional.

“Pareciera que el sustento es débil, en alguna entrevista escuché a la presidenta de COFECE manifestar que se habrían encontrado patrones en los precios, pero eso puede tener muchas razones”, opinó Alejandro Montufar, CEO de PetroIntelligence, quien afirmó que hasta el momento no se ha liberado suficiente información para conocer los detalles del caso.

El organismo antimonopolios explicó que los sancionados conspiraron de manera ilegal y en perjuicio de los consumidores finales para manipular los precios de la gasolina regular y premium entre 2014 y 2021.

Detalla que dentro del grupo de sancionados hay 15 gasolineras y 2 directivos, con la colaboración de  Asociación Mexicana de Empresarios Gasolineros (AMEGAS) organizaron un foro donde acordaron no bajar los precios de la gasolina entre 2014 y 2017.

“El caso que se ve fuerte es el que está relacionado con el foro que en teoría sucedió, habría que ver si hay pruebas o evidencias de que pasó así”, dijo el experto.

Las empresas que participaron en dicho foro fueron multadas con casi 28 millones de pesos. Las gasolineras implicadas pertenecen a Grupo Combustibles y la gasolinera Colón.

“Más allá de que existan patrones de precios, es importante que haya evidencia de que se hayan llevado los acuerdos”, opinó Montufar, quien aclaró que sus observaciones son preliminares a espera de que la COFECE ofrezca más información o publique la resolución.

Ramsés Pech, analista de Caraiva y Asociados, opinó que hay que esperar a que las empresas impugnen la decisión de la COFECE, ya que automática se podrían cancelar sus permisos gasolineros ante la Comisión Reguladora de Energía (CRE), por lo que es seguro que interpongan un amparo.

Las multas de la COFECE pueden ser impugnadas ante el Poder Judicial mediante el amparo indirecto, en donde un juzgado en primera instancia podría negar o confirmar la resolución; si la confirma puede ser revisado por un tribunal colegiado el cual también podría ratificar o revertir la multa.

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