100 mil barriles que no cuadran: lo que los controles volumétricos sí pueden resolver

El debate sobre las pérdidas de crudo en Pemex revela algo más profundo: la ausencia de medición confiable es, en sí misma, el problema.

Por: Roberto Villeda Suárez, Director General Calpro

Durante el primer trimestre de 2026, Pemex registró una diferencia no explicada de 100 mil barriles diarios de crudo: volumen que no aparece en producción, exportación ni refinación. Así lo documentó Francisco Barnés de Castro —exdirector del Instituto Mexicano del Petróleo, exsubsecretario de Energía y exrector de la UNAM—. La cifra duplica el promedio del año anterior y enciende, una vez más, el debate sobre qué está pasando con el patrimonio energético del país.

Pemex respondió que el aumento se debe a errores operativos —empaques, desempaque y variaciones de temperatura— y que el huachicol, lejos de crecer, disminuyó 30.3%. Ambas afirmaciones merecen tomarse en serio. Pero también merecen escrutinio: 100 mil barriles diarios es un volumen extraordinario para atribuirlo a causas operativas rutinarias. Y la discrepancia no es nueva: en los últimos tres ejercicios auditados, el sistema nacional de refinación arrastra una brecha de 50 mil barriles diarios entre el crudo reportado como procesado y el que efectivamente ingresó. Eso no es un error puntual. Es una tendencia.

El problema de fondo no es solo quién tiene razón en este intercambio. El problema es que no existe hoy en México una infraestructura de medición suficiente para resolver la discrepancia con certeza. Y eso, en sí mismo, es la noticia.

Lo que sí sabemos, y lo que no podemos saber

Las cifras disponibles —producción, exportación, envíos a refinación— son públicas. Con ellas es posible identificar brechas. Lo que no es posible, con la infraestructura actual, es determinar con precisión en qué punto de la cadena ocurre la pérdida, en qué magnitud, y si responde a robo, error de medición, manipulación contable o una combinación de las tres.

Esa imposibilidad no es casual. Es el resultado directo de operar con sistemas de medición fragmentados, desactualizados o simplemente ausentes. A finales de 2025, Pemex tenía implementado apenas el 15% de los controles volumétricos requeridos en sus instalaciones, conforme a su propio Plan Estratégico 2025–2035. El plazo para completar la implementación: 10 años.

En ese contexto, tanto la hipótesis del robo como la del error operativo son técnicamente difíciles de acreditar o descartar. No porque los datos no existan, sino porque el sistema de medición no está diseñado para generarlos con la granularidad necesaria. El debate actual se está librando, en buena medida, con información incompleta.

Qué son los controles volumétricos y qué hacen realmente

Los controles volumétricos son sistemas automatizados de medición que registran en tiempo real los flujos de hidrocarburos en cada punto de la cadena: extracción, transporte por ducto, almacenamiento, refinación y distribución. No dependen de reportes humanos ni de estimaciones periódicas. Miden, registran y alertan de forma continua.

Su obligatoriedad en México está establecida en el artículo 28 del Código Fiscal de la Federación, y aplica a toda empresa —incluida Pemex— que produzca, transporte, almacene, distribuya o enajene hidrocarburos. La lógica es precisa:

• Si cada litro queda registrado electrónicamente al entrar y salir de cada instalación, las brechas se detectan en tiempo real, no meses después en un informe auditado.
• Si la discrepancia ocurre por error operativo, el sistema la localiza: en qué instalación, en qué turno, en qué condición.
• Si la discrepancia es producto de extracción ilícita, el sistema genera la evidencia técnica necesaria para la investigación.

En otras palabras: con controles volumétricos bien implementados, la discusión entre Pemex y sus críticos no sería solamente respecto de estimaciones. Sería una lectura de datos.

La calidad en la implementación sí importa 

Aquí conviene hacer una distinción que con frecuencia se omite en el debate público: no es suficiente con que exista la obligación legal de implementar controles volumétricos. Lo que al final determina si el sistema funciona es la calidad técnica de esa implementación.

Un control volumétrico implementado con calibraciones deficientes, instalado por un proveedor sin capacidad técnica real, que no está integrado a los sistemas de reporte del SAT o que no cumple al pie de la letra con los requisitos normativos, no resuelve el problema: lo oculta bajo una apariencia de cumplimiento. 

La diferencia entre un sistema que funciona y uno que solo cumple formalmente no es menor. Es la diferencia entre detectar una pérdida de 100 mil barriles en el momento en que ocurre, o descubrirla —o no descubrirla— tres meses después en un informe financiero con información rezagada.

Por eso, la selección del proveedor que implementa estos sistemas no es una decisión administrativa ordinaria: implica evaluar capacidad técnica real, experiencia sectorial, integración con los estándares del SAT, y solidez en los protocolos de calibración y mantenimiento. 

El costo de seguir sin medir

El análisis de Barnés permite una estimación del orden de magnitud del problema. El robo de crudo —que rondaba 15 a 20 mil barriles diarios en 2021 y 2022— alcanzó más de 50 mil barriles diarios en los tres años siguientes, coincidiendo con denuncias en Estados Unidos sobre importación ilegal de crudo mexicano. El huachicol de ducto, tras una reducción, volvió a crecer hasta cerca de 60 mil barriles diarios en 2025. El huachicol fiscal —contrabando de gasolina y diésel mediante documentación alterada— llegó a 140 mil barriles diarios en su pico. El daño económico acumulado en los últimos cinco a siete años podría superar los 740 mil millones de pesos.

Estas cifras no son producto de un análisis aislado: son el reflejo de lo que sucede cuando una industria de esta escala opera sin trazabilidad volumétrica sistemática. No se puede perseguir lo que no se puede medir. Y hoy, con el 85% de los controles volumétricos requeridos aún sin implementar en Pemex, el país sigue sin poder medir la mayor parte de lo que mueve.

El debate sobre los 100 mil barriles seguirá mientras no exista un sistema de medición que lo zanje con datos. Mientras tanto, las estimaciones —las de Pemex y las de sus críticos— seguirán siendo eso: estimaciones.

La implementación completa, rigurosa y técnicamente sólida de controles volumétricos en toda la cadena de valor del sector hidrocarburos no es una respuesta burocrática a un escándalo mediático. Es la condición mínima para que México sepa, con certeza, qué pasa con su propio petróleo.

Y saber, en este caso, tiene un valor que va mucho más allá de la fiscalización: es la base de cualquier política energética que pretenda ser seria.