El fuerte aumento de la intensidad de emisiones reportado por Petróleos Mexicanos durante 2025 expone un problema que rebasa el desempeño ambiental de un solo año: la vulnerabilidad operativa de una parte relevante de la cadena de hidrocarburos. En los Complejos Procesadores de Gas, el indicador pasó de 3.90 a 12.92 toneladas de dióxido de carbono equivalente por cada mil barriles de petróleo crudo equivalente, un incremento superior a 230 por ciento. La empresa atribuyó el salto a bajos niveles de producción, paros y arranques frecuentes, así como a interrupciones en el suministro de vapor y electricidad.
La magnitud del cambio no significa necesariamente que las emisiones absolutas de toda la compañía hayan crecido en la misma proporción. El indicador mide la intensidad, es decir, las emisiones asociadas con una unidad de producción. Sin embargo, una intensidad tan elevada revela que los equipos están utilizando más energía o liberando más gases para procesar cada unidad de hidrocarburo. Esa pérdida de eficiencia puede traducirse en mayores costos, menor confiabilidad y un deterioro de la capacidad de Pemex para cumplir sus objetivos climáticos.
Una señal de fragilidad en las plantas
Los paros y arranques son especialmente costosos desde el punto de vista técnico y ambiental. Durante una operación estable, las plantas pueden mantener temperaturas, presiones y flujos cercanos a sus parámetros de diseño. Cuando una instalación se detiene o reinicia de manera recurrente, aumentan los consumos energéticos, las purgas, los desfogues y las fases en las que los sistemas de control todavía no funcionan con su máxima eficiencia. Si además falta vapor o electricidad, la alternativa inmediata puede ser enviar gas a desfogue para evitar sobrepresiones o daños en los equipos.
El gas liberado a la atmósfera representa una pérdida doble. Por un lado, Pemex deja de aprovechar un producto que podría utilizarse para generación eléctrica, reinyección o venta. Por otro, dependiendo de su composición y del método de medición, el desfogue puede incorporar metano y otros compuestos con un impacto climático considerable. La información disponible no permite determinar cuánto de ese volumen correspondió a emisiones fugitivas, combustión incompleta o liberaciones de emergencia, una precisión relevante para valorar correctamente el riesgo.
La explicación operativa ofrecida por la petrolera identifica una causa inmediata, pero también plantea una cuestión estructural: si la continuidad del suministro eléctrico y de vapor no está asegurada, cualquier aumento de producción puede venir acompañado de una huella ambiental mayor. La infraestructura auxiliar deja de ser un asunto secundario y se convierte en un factor determinante para la rentabilidad y la sostenibilidad de los complejos.
Más producción, pero sin una mejora ambiental
El deterioro no se limitó al procesamiento de gas. En exploración y extracción, la intensidad de emisiones aumentó 10.2 por ciento, al pasar de 33.4 a 36.8 toneladas de CO2 equivalente por cada mil barriles de petróleo crudo equivalente. Pemex relacionó este comportamiento con la incorporación de nuevos campos y con la necesidad de construir infraestructura para aprovechar el gas asociado producido junto con el crudo.
La incorporación de campos nuevos puede elevar temporalmente las emisiones por las obras, la instalación de equipos y la puesta en operación de sistemas de recolección. No obstante, si el gas asociado no se captura a tiempo, el crecimiento de la producción petrolera puede incrementar los desfogues y la quema en antorcha. En ese escenario, producir más crudo no garantiza una mayor eficiencia energética ni una mejor posición económica, especialmente si el gas debe ser sustituido posteriormente por importaciones para abastecer el mercado nacional.
En refinación, la intensidad se ubicó en 66.4 toneladas de dióxido de carbono por cada mil barriles procesados, 12 por ciento más que en 2024. El aumento resulta significativo porque ocurrió pese a que la actividad de refinación creció 1.7 por ciento. La mayor utilización de las refinerías puede mejorar la disponibilidad de combustibles y reducir la dependencia de compras externas, pero también amplifica las emisiones si las plantas operan con equipos antiguos, mantenimientos incompletos o problemas recurrentes de vapor y electricidad.
El caso de la petroquímica refuerza esa lectura. Las emisiones asociadas al etano aumentaron 19.7 por ciento hasta 28.23 toneladas, mientras que las emisiones de óxidos de azufre llegaron a mil 349 toneladas, frente a mil 295 un año antes. Estos compuestos no tienen el mismo efecto climático que el dióxido de carbono, pero sí pueden afectar la calidad del aire y, en concentraciones elevadas, contribuir a irritaciones respiratorias y a la formación de lluvia ácida. La estabilidad del indicador de CO2 por tonelada de metanol y aromáticos, en 2.48 toneladas, ofrece un elemento favorable, aunque no compensa los incrementos observados en otros procesos.
Impactos que pueden trasladarse a comunidades y consumidores
El primer riesgo social se concentra en las poblaciones cercanas a refinerías, complejos de gas y plantas petroquímicas. Un mayor número de desfogues, arranques y operaciones fuera de los rangos óptimos puede elevar la exposición a contaminantes atmosféricos, aunque la magnitud real depende de la duración, la dirección del viento, la composición de los gases y la eficacia de los sistemas de control. La falta de datos detallados por instalación dificulta distinguir entre episodios aislados y una tendencia persistente.
También existe un riesgo económico. La ineficiencia obliga a utilizar más combustible para producir la misma cantidad de insumos y puede acelerar el desgaste de turbinas, compresores, calderas y sistemas de recuperación de azufre. Los costos de mantenimiento tienden a crecer cuando las plantas operan fuera de sus condiciones de diseño. Si esos gastos no se cubren oportunamente, aumenta la probabilidad de nuevos paros, creando un círculo en el que las interrupciones generan más emisiones y las emisiones reflejan una infraestructura cada vez más vulnerable.
Para los consumidores, la relación es indirecta pero relevante. Una refinación más intensa en emisiones no implica automáticamente un aumento inmediato en el precio de la gasolina o del gas, pero sí puede elevar el costo total de producir combustibles. Además, las fallas operativas reducen la disponibilidad de productos y pueden obligar a recurrir a importaciones más caras o a compras urgentes. El objetivo de fortalecer la autosuficiencia energética podría quedar debilitado si se consigue mayor procesamiento a costa de menor confiabilidad y mayores pérdidas de producto.
La presión regulatoria y financiera crecerá
El deterioro de los indicadores puede complicar la posición de Pemex frente a compromisos nacionales e internacionales de reducción de emisiones. Aunque la petrolera ha señalado que espera operar las plantas petroquímicas en condiciones más eficientes en el corto y mediano plazo, esa expectativa tendrá que respaldarse con inversiones verificables, metas medibles y resultados por instalación. La divulgación de cifras agregadas permite conocer la tendencia, pero no basta para evaluar qué complejos son responsables de los mayores incrementos ni qué medidas están funcionando.
Los acreedores, aseguradoras e inversionistas también pueden observar con mayor cautela una operación que combina alto endeudamiento, infraestructura envejecida y crecientes necesidades de mantenimiento. Un desempeño ambiental débil puede encarecer el financiamiento o limitar el acceso a recursos vinculados con proyectos de transición energética. A la vez, las exigencias de trazabilidad en las cadenas de suministro podrían afectar la comercialización de hidrocarburos y productos petroquímicos si los compradores comienzan a exigir información más precisa sobre emisiones directas y fugas de metano.
Hay, sin embargo, una oportunidad concreta. La reducción de emisiones en estas instalaciones no depende exclusivamente de tecnologías experimentales. Mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico y de vapor, reparar fugas, automatizar la detección de gases, recuperar el gas enviado a desfogue y mantener en operación los sistemas de endulzamiento y recuperación de azufre puede producir beneficios ambientales y económicos simultáneos. Cada unidad de gas recuperada representa menos contaminación y, potencialmente, más combustible disponible para el propio sistema.
La prioridad debe ser medir antes de prometer
El siguiente paso debería consistir en separar con claridad las emisiones absolutas de los indicadores de intensidad. También es necesario publicar series por complejo, causas de los desfogues, horas de operación, volumen de gas quemado o liberado y proporción de emisiones estimadas frente a las medidas directamente. Sin esa información, un descenso futuro de la intensidad podría obedecer a un cambio en el denominador productivo y no necesariamente a una reducción real de la contaminación.
La empresa tendría que establecer calendarios de mantenimiento basados en riesgo, asegurar redundancias para los servicios críticos y priorizar los activos con mayor impacto ambiental por unidad producida. Las inversiones deberían evaluarse no sólo por su capacidad para aumentar el volumen refinado o extraído, sino también por la cantidad de emisiones que evitan, el combustible que recuperan y la reducción de interrupciones que generan.
El repunte registrado en 2025 todavía puede revertirse, especialmente si responde en buena medida a fallas de suministro y a ineficiencias operativas corregibles. La incertidumbre reside en si Pemex contará con los recursos financieros, técnicos y de gestión necesarios para hacerlo sin trasladar los costos a la seguridad, las comunidades o las finanzas públicas. La evolución de los indicadores en los próximos informes permitirá saber si el aumento fue un episodio asociado a la transición de las plantas o la manifestación de un problema estructural que seguirá acompañando la estrategia petrolera del país.
