2026 08 04 exportaciones de pemex alcanzan rcord en junio de 2026

Pemex reporta récord de exportaciones en junio

Datos y cifras con base en el reporte operativo de Pemex citado por El Financiero (Economía, 3 de agosto de 2026).

Repunte de exportaciones petroleras 2026Volumen exportado (junio 2026): 565.6 mil barriles diarios (kbd)Variación anual (junio 2026 vs. junio 2025): +23.5%Precio promedio mezcla mexicana (junio 2026): 82.05 USD/barrilVentas por exportación (junio 2026): 1,392 millones USD (+61.6% anual)Señal de tendencia: rompe 14 meses de caídas consecutivas en exportacionesNota de consistencia semestral: estimación externa de faltante acumulado de 23.3 millones de barriles (crudo y condensados)

Metodología de análisis de exportaciones de Pemex

Nosotros leemos el “récord” de junio de 2026 con dos lentes: el volumen (barriles diarios exportados) y el ingreso (dólares captados por ventas), porque para una empresa —y para la economía— no es lo mismo vender más barriles con precios bajos que vender menos barriles con precios altos.

El dato central proviene del reporte operativo de Pemex, que muestra exportaciones de petróleo en promedio diario para el mes (barriles por día promediados a lo largo de junio). Para dimensionar el cambio, la comparación relevante es año contra año (junio de 2026 vs. junio de 2025), ya que elimina parte de la estacionalidad y permite identificar si el salto es un rebote puntual o un giro de tendencia.

En ingresos, el análisis se apoya en el monto de ventas por exportaciones reportado por la empresa para junio y en el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación del mismo mes. Ese cruce es clave: en 2026, el precio se movió con fuerza mes a mes (de 67.62 dólares en febrero a 98.63 dólares en mayo, y 82.05 dólares en junio), por lo que el ingreso no puede interpretarse sin el contexto de precios.

Finalmente, para el balance de producción, refinación y exportación del primer semestre, tomamos como referencia el análisis de Francisco Barnés de Castro, excomisionado de la extinta CRE, que calcula un desbalance volumétrico entre lo producido y lo que se reporta como procesado/exportado. En el texto tratamos ese resultado como estimación externa (no como cifra oficial de Pemex) y lo contrastamos con la postura metodológica que la propia empresa ha expresado.

Validación de cifras de exportación
1) Identifica la métrica: “exportaciones” en el reporte operativo se reportan como promedio diario del mes (kbd), no como total mensual.
2) Separa volumen vs. valor: analiza por un lado barriles y por otro dólares (ventas), porque pueden moverse en direcciones distintas.
3) Compara en el mismo calendario: usa junio 2026 vs. junio 2025 para el % anual; evita comparar meses consecutivos sin reconocer estacionalidad.
4) Cruza con precio: interpreta ventas junto con el precio promedio de la mezcla mexicana del mes (un cambio de precio puede explicar gran parte del salto de ingresos).
5) Chequeo de consistencia semestral: cuando se discuta “faltante” o “desbalance”, distingue entre:cifras oficiales (producción/proceso/exportación reportados), yestimaciones externas (como el balance de Barnés de Castro), que dependen de supuestos de qué flujos entran al cálculo.

Incremento en las exportaciones de petróleo en junio de 2026

Junio de 2026 marcó un punto de quiebre en la trayectoria reciente de Pemex: las exportaciones de petróleo ascendieron a 565.6 mil barriles diarios, un nivel que, por sí mismo, no solo destaca por el volumen, sino por el ritmo de crecimiento que implicó frente al mismo mes del año anterior.

El contexto importa. Pemex venía de 14 meses consecutivos de caídas petroleras. En términos de lectura empresarial, eso suele traducirse en presión sobre caja en divisas, menor flexibilidad para cubrir obligaciones en dólares y más dependencia de otras fuentes de financiamiento o transferencias. Que el repunte ocurra en un mes de precios todavía elevados (aunque por debajo del pico de mayo) sugiere que la empresa “aprovechó” una ventana de mercado.

También hay un elemento geopolítico explícito: los precios del petróleo se “dispararon” por la guerra entre Estados Unidos e Irán, y Pemex operó junio dentro de ese entorno. Para compañías mexicanas con exposición a energía —por costos logísticos, insumos petroquímicos o consumo de combustibles— este tipo de choques se sienten rápido en márgenes y en necesidades de capital de trabajo.

Crecimiento anual de las exportaciones

El crecimiento reportado fue de 23.5% en junio de 2026. El dato es relevante por dos razones: primero, porque se trata del mayor crecimiento en los últimos ocho años; segundo, porque llega después de una racha prolongada de contracción.

En la práctica, un salto de esta magnitud suele tener efectos de “segunda vuelta” en el ecosistema empresarial: más flujo de dólares en el sector público-energético puede influir en pagos a proveedores, ritmo de contratación de servicios y, en general, en la liquidez de cadenas relacionadas con logística, mantenimiento industrial y servicios especializados.

Dicho eso, el crecimiento anual no elimina la pregunta de fondo: si el repunte es un cambio de tendencia o un rebote favorecido por precios y por una reasignación temporal de barriles hacia exportación. Para responderlo, hay que mirar el semestre completo y el balance con refinación, que más adelante muestra tensiones.

Comparativa con años anteriores

El reporte subraya que el salto de junio es el mayor en ocho años. Esa comparación, más que un dato anecdótico, funciona como señal de que el movimiento no fue marginal: Pemex no solo subió, sino que lo hizo a un ritmo inusual en su historia reciente.

Aun así, conviene no confundir “mayor salto” con “máximo estructural”. La exportación petrolera de Pemex ha estado sujeta a cambios de estrategia (más refinación doméstica vs. más exportación) y a restricciones operativas. Por eso, el hito de junio debe leerse como un evento destacado dentro de un año con alta volatilidad de precios y con señales mixtas en producción y balance volumétrico.

Para equipos financieros, la implicación práctica es clara: cuando el ingreso petrolero depende tanto del precio internacional, la planeación (y la cobertura) se vuelve más relevante que la cifra de un solo mes.

Ingresos generados por Pemex en junio de 2026

En junio, Pemex reportó 1,392 millones de dólares en ventas por exportaciones. El crecimiento fue de 61.6% frente a junio de 2025. En términos de caja, es un salto fuerte: no solo por el monto, sino porque la empresa ligó cuatro meses consecutivos con ingresos petroleros por arriba de 1,000 millones de dólares.

Aquí el mecanismo es directo: más barriles exportados y un precio promedio todavía alto elevan el ingreso. Pero el detalle fino está en la trayectoria de precios durante 2026: el petróleo no se movió en línea recta. Hubo meses con precios muy altos (mayo) y otros con niveles más moderados (febrero), lo que cambia la lectura de “mejor mes” dependiendo de si se mira volumen o valor.

Para la economía mexicana, estos ingresos suelen tener efectos en el corto plazo por su relación con finanzas públicas y con el propio perfil financiero de Pemex. Para empresas, el canal más inmediato suele ser el tipo de cambio, el costo de energía y la velocidad de pagos en cadenas donde Pemex es cliente o ancla.

Volumen y precio: equilibrio claveMás volumen no siempre = más ingreso: si el precio cae, puedes exportar más barriles y aun así no ver un salto proporcional en dólares.Más precio no siempre = mejor operación: precios altos elevan ingresos, pero también pueden encarecer combustibles, fletes e insumos para el resto de la economía.Cómo leer junio 2026: el aumento de ventas (USD) se entiende mejor como combinación de (a) repunte de volumen y (b) precio promedio todavía elevado, aunque menor que el pico de mayo.Riesgo de interpretación: un “mes récord” puede ser ventana de mercado (coyuntura) y no necesariamente una tendencia estructural.

Aumento en las ventas petroleras

El aumento de 61.6% anual en ventas durante junio es consistente con un mes donde Pemex “sacó raja” del precio promedio de la mezcla nacional, que se ubicó en 82.05 dólares en el sexto mes de 2026.

Que Pemex acumule cuatro meses por encima de los mil millones de dólares sugiere un periodo de alivio relativo en ingresos petroleros, al menos en el flujo mensual. Para quienes gestionan tesorería, esto importa porque Pemex es un actor que, cuando mejora su ingreso, puede modificar calendarios de pago, ritmo de compras y ejecución de contratos.

Sin embargo, el ingreso mensual no resuelve por sí solo los retos estructurales de la empresa. En particular, el semestre muestra un debate abierto sobre el balance entre lo que se produce, lo que se refina y lo que se exporta, con un faltante estimado por un análisis externo.

Impacto de los precios del petróleo

El precio fue el gran amplificador. En 2026, la mezcla mexicana promedió 67.62 dólares en febrero; subió a 89.03 en marzo; 87.59 en abril; alcanzó 98.63 en mayo; y bajó a 82.05 en junio. Esta secuencia explica por qué el ingreso puede sostenerse incluso si el volumen no crece al mismo ritmo todos los meses.

El detonante de precios altos, según el reporte, fue la guerra entre EU e Irán, que “disparó” los precios del petróleo. Para empresas mexicanas, ese entorno suele tener dos lecturas simultáneas:

1) Costo: energía y combustibles tienden a encarecerse, presionando márgenes, fletes y costos de producción.
2) Ingreso país: Pemex puede capturar más dólares por exportación, lo que puede influir en variables macro (y en expectativas) aunque no de forma mecánica.

En otras palabras: el mismo shock que mejora el ingreso petrolero puede encarecer la operación de empresas intensivas en transporte o energía.

Distribución de las ventas de crudo de Pemex

El récord de exportación de junio no fue homogéneo por tipo de crudo. Pemex reportó que 64.5% de las ventas petroleras al extranjero correspondieron a crudo maya, seguido de Istmo con 19.8% y Olmeca con 15.7%. Además, el crudo zapoteco no se vende al extranjero desde agosto de 2025.

Esta mezcla importa porque cada tipo de crudo tiene características distintas (densidad, contenido de azufre) que afectan su demanda y su precio relativo, así como la compatibilidad con refinerías específicas. Aunque Pemex no detalla países, sí reporta regiones de destino, lo que permite inferir cómo se distribuyó el flujo en junio.

Desde la óptica de comercio internacional, la concentración por tipo y por región ayuda a entender riesgos: dependencia de ciertos mercados, sensibilidad a cambios regulatorios o logísticos, y exposición a disrupciones geopolíticas.

Porcentaje de crudo maya en las exportaciones

Que el crudo maya represente 64.5% de las ventas al extranjero en junio lo coloca como el pilar de la canasta exportadora de Pemex. En un mes de fuerte crecimiento, esto sugiere que el incremento se apoyó principalmente en el producto que históricamente ha sido uno de los más relevantes en exportación.

Para empresas que siguen cadenas energéticas, esta concentración es una señal de foco operativo: cambios en disponibilidad, logística o demanda del maya pueden mover de forma desproporcionada el desempeño exportador mensual.

El reparto restante —Istmo (19.8%) y Olmeca (15.7%)— muestra que hay diversificación, pero no al punto de diluir el peso del maya. Y el hecho de que el zapoteco no se exporte desde agosto de 2025 indica una decisión o condición persistente en la oferta exportable.

Destinos de las exportaciones

Pemex no reporta países específicos; solo áreas geográficas. En junio, 37.9% de los barriles vendidos se enviaron a Europa, 33.6% a América y 28.6% a Asia.

Esta distribución es relevante por dos motivos. Primero, porque Europa aparece como el principal destino regional en el mes del récord, lo que puede reflejar oportunidades comerciales o ventanas de demanda. Segundo, porque el reparto relativamente balanceado entre tres regiones reduce el riesgo de depender de un solo mercado, aunque no elimina la exposición a shocks regionales (por ejemplo, cambios en rutas marítimas, seguros, o restricciones comerciales).

Para empresas mexicanas con operaciones de importación/exportación, el dato funciona como recordatorio: la energía mexicana no solo se mueve hacia un destino “natural”, sino que puede reconfigurarse por precio, demanda y coyuntura internacional.

Producción de hidrocarburos líquidos en junio de 2026

El repunte exportador de junio convive con otra tendencia que Pemex destacó: la producción de hidrocarburos líquidos alcanzó 1 millón 665 mil barriles diarios en junio, un incremento de 2.3% respecto al mismo mes del año anterior.

Pemex reportó que con ello hiló siete meses consecutivos de incrementos en la producción petrolera, después de una mala racha de 23 meses de caídas entre enero de 2024 y noviembre de 2025. Para lectura empresarial, esto sugiere una mejora operativa reciente, aunque todavía dentro de un entorno donde el balance volumétrico del semestre genera preguntas.

La producción de hidrocarburos líquidos es un agregado que incluye más que solo crudo; por eso, al contrastarlo con el análisis de “crudo y condensados” del semestre, hay que ser cuidadosos: son métricas relacionadas, pero no idénticas.

Diferencias entre canastas de hidrocarburos“Hidrocarburos líquidos” (Pemex, junio): indicador agregado que puede incluir crudo, condensados y otros líquidos.“Crudo y condensados” (balance semestral externo): subconjunto usado para comparar producción vs. refinación + exportación.Por qué importa: si se mezclan conceptos, se puede concluir erróneamente que “no cuadra” un balance cuando en realidad se están comparando canastas distintas.

Incremento en la producción respecto al año anterior

El 2.3% anual de aumento en junio es una señal positiva en el margen: más producción puede dar más flexibilidad para abastecer refinación y exportación. Además, el hecho de que Pemex haya encadenado siete meses al alza sugiere que el cambio no fue exclusivo de junio.

Aun así, el incremento es moderado. En un entorno de precios altos, incluso mejoras pequeñas en volumen pueden traducirse en ingresos relevantes; pero también es cierto que, si la estrategia del país prioriza refinación, la tensión entre “exportar más” y “procesar más” puede reaparecer rápidamente.

Para empresas, el punto práctico es que una producción más estable reduce el riesgo de disrupciones en suministro interno, pero no lo elimina: el sistema completo incluye refinación, logística y distribución.

Producción acumulada en el primer semestre

En el primer semestre, el análisis de Barnés de Castro reporta que la producción promedio de crudo y condensados fue de 1 millón 655 mil barriles diarios entre enero y junio. Este promedio semestral sirve como ancla para evaluar si los flujos reportados (refinación y exportación) “cierran” en términos volumétricos.

En paralelo, Pemex reportó para junio una producción de hidrocarburos líquidos de 1 millón 665 mil barriles diarios, cifra cercana al promedio semestral de crudo y condensados citado en el análisis externo, aunque —insistimos— no es exactamente el mismo concepto.

La lectura que nos interesa para decisiones empresariales no es solo si “sube” o “baja” la producción, sino si el sistema muestra consistencia: cuando hay dudas sobre balances volumétricos, aumentan los riesgos de ajustes operativos, cambios de política comercial o revisiones regulatorias.

Desbalance en la producción de crudo y condensados

Más allá del récord de junio, el semestre trae un tema incómodo: un análisis elaborado por Francisco Barnés de Castro estima que la producción de crudo y condensados registró un desbalance que derivó en un faltante acumulado de 23.3 millones de barriles.

Según las cifras citadas, entre enero y junio la producción promedio fue de 1 millón 655 mil barriles diarios; el Sistema Nacional de Refinación procesó 1 millón 74 mil barriles diarios; y las exportaciones promediaron 453 mil barriles diarios. Al sumar refinación y exportación, el balance arroja un faltante promedio de 129 mil barriles diarios durante el semestre.

Pemex, por su parte, ha manifestado que el balance volumétrico debe considerar no solo el crudo procesado y exportado, sino el volumen total enviado al Sistema Nacional de Refinación y a los puntos de exportación. Es decir: hay una discusión metodológica sobre qué se debe comparar contra qué.

Para empresas, este tipo de discrepancias importa porque puede anticipar auditorías, ajustes de reporte, cambios en logística o decisiones de política energética que terminen afectando precios internos, disponibilidad y prioridades de suministro.

Lectura rápida del desbalance petrolero
Marco rápido para leer el “desbalance” (enero–junio):Producción promedio (crudo y condensados): 1,655 kbdUso reportado:Refinación (SNR): 1,074 kbdExportaciones promedio: 453 kbdSuma (refinación + exportación): 1,527 kbdBrecha promedio estimada: 129 kbd (≈ 1,655 - 1,527)

Cómo interpretarlo sin perderse:En la lectura de Barnés de Castro, la brecha sugiere un faltante que exige explicación (medición, mermas, inventarios, trazabilidad).En la postura de Pemex, el balance debería construirse con volúmenes enviados a refinación y a exportación (no solo “procesados” y “exportados”), lo que puede cambiar el cierre del cálculo.

Faltante acumulado en el primer semestre

El faltante no fue uniforme: el análisis señala que el desbalance se acentuó del primer al segundo trimestre. En los primeros tres meses del año, el faltante fue de 106 mil barriles diarios, equivalente a 9.6 millones de barriles. Para el segundo trimestre, aumentó a 151 mil barriles diarios, o 13.8 millones de barriles.

Sumados, esos componentes llevan al faltante acumulado de 23.3 millones de barriles en el semestre. En términos operativos, un faltante de esta escala obliga a hacer preguntas sobre medición, mermas, inventarios y trazabilidad del crudo.

Sin especular sobre causas (porque el dato disponible no las detalla), el punto es que el semestre no es “limpio” desde la perspectiva de consistencia volumétrica. Y cuando el sistema energético no cierra, el riesgo para el entorno de negocios es la incertidumbre: cambios de reglas, ajustes de prioridades o decisiones de emergencia que alteren contratos y flujos.

Valor de mercado del crudo faltante

Barnés de Castro estimó el valor del crudo faltante con un precio promedio de la mezcla mexicana de exportación de 80.16 dólares por barril: el monto ascendería a 1,870 millones de dólares en los primeros seis meses del año. Con un tipo de cambio promedio de 17.50 pesos por dólar, el equivalente sería de aproximadamente 32,700 millones de pesos, “alrededor de 33 mil millones”.

El especialista subrayó la magnitud al compararla con la recaudación del

Este análisis se construyó desde el ángulo de flujo de caja, exposición a precios y transmisión a decisiones de capital de trabajo que vemos en operaciones de comercio exterior; es el lente con el que en Mundi solemos leer los movimientos de Pemex, el tipo de cambio y los choques de energía cuando aterrizan en tesorería y márgenes de empresas medianas mexicanas.

Las cifras citadas se basan en información pública disponible al momento de redactarse el texto. En el sector energético, estos datos pueden cambiar por revisiones operativas, ajustes metodológicos o actualizaciones posteriores de las fuentes. Para decisiones de negocio, conviene contrastar el mes “récord” con el desempeño del semestre y el contexto de precios.