Los precios del petróleo cayeron más de un 2% el miércoles, antes de la reunión de fin de semana que celebrarán los productores de la OPEP+, en la que se espera que se estudie un nuevo aumento de los objetivos de bombeo en octubre.

El Brent perdió 1.54 dólares, o un 2.23%, a 67.60 dólares por barril, y el West Texas Intermediate en Estados Unidos (WTI) restó 1.62 dólares, o un 2.5%, a 63.97 dólares.

Ocho miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) considerarán elevar aún más su producción el domingo, dijeron a Reuters dos fuentes conocedoras de las discusiones, mientras el grupo busca recuperar cuota de mercado.

La posibilidad de que la OPEP+ aumente la producción de petróleo ha crecido, según Phil Flynn, analista sénior de Price Futures Group. Los operadores esperaban que el grupo mantuviera su postura.

Otro aumento significaría que la OPEP+, que bombea cerca de la mitad del petróleo mundial, estaría empezando a deshacer una segunda capa de recortes de producción de unos 1.65 millones de barriles por día (bpd), o el 1.6% de la demanda mundial, más de un año antes de lo previsto.

El gobierno de México pondrá en marcha un esquema fiscal más simple y flexible para Petróleos Mexicanos (Pemex) y para la Comisión Federal de Electricidad (CFE) que, entre otras razones, reconozca la naturaleza cíclica y volátil de los ingresos petroleros.

Lo anterior se deriva del Programa Nacional de Financiamiento del Desarrollo (PRONAFIDE) 2025-2030 publicado este jueves por la Presidencia de la República.

"Para el sector energético, se pondrá en marcha un marco fiscal más simple y flexible que permita una adecuada valoración de los activos públicos, una gestión eficiente del patrimonio del Estado y una planeación presupuestaria que reconozca la naturaleza cíclica y volátil de los ingresos petroleros", indica el documento.

El Programa también establece que se dará seguimiento al desempeño de los ingresos propios de los organismos y de las empresas públicas estratégicas, promoviendo su viabilidad financiera de largo plazo y su contribución al desarrollo nacional.

Asimismo, adelanta que se seguirá impulsando la política de inversión pública centrada en infraestructura logística, energética, digital y social.

"Estas inversiones potenciarán el mercado interno, reducirán los costos de transacción, fortalecerán las cadenas de valor nacionales y posicionarán a México como destino confiable para la inversión productiva", confía.

El documento, firmado por la presidenta de la República, Claudia Sheinbaum Pardo, así como por los titulares de las Secretarías de Hacienda y Crédito Púbico, Édgar Amador Zamora, y de Anticorrupción y Buen Gobierno, Raquel Buenrostro Sánchez, indica que en él se presentan los objetivos, estrategias y líneas de acción a implementar por parte del sector hacendario, con el propósito de fomentar el crecimiento económico y la creación de empleo, contribuir a una distribución más justa del ingreso y asegurar la estabilidad económica, fiscal y financiera del país en el mediano y largo plazo, en el marco de lo dispuesto por el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2025-2030.

Grandes obras y estabilidad económica El PRONAFIDE asegura que en los últimos años la economía mexicana ha demostrado solidez estructural y capacidad de adaptación frente a un entorno global complejo, apoyada en una renovada visión de política económica centrada en la equidad, la justicia social y el fortalecimiento del mercado interno.

"Desde 2019, el Estado mexicano ha retomado un papel protagónico como rector del desarrollo nacional, garantizando los derechos sociales de la población y canalizando recursos públicos hacia sectores estratégicos que fomentan la competitividad, promueven el desarrollo regional y corrigen rezagos sociales y regionales que habían limitado el potencial de crecimiento del país", afirma.

Señala que la inversión pública ha sido una herramienta central para reequilibrar el crecimiento, particularmente mediante proyectos estratégicos como el Tren Maya, el Corredor Interoceánico del Istmo de Tehuantepec y la Refinería Olmeca.

"A esto se han sumado importantes obras en infraestructura logística -carreteras, puertos, aeropuertos y trenes- e infraestructura social -hospitales, escuelas y sistemas de agua potable- que no solo mejoran la conectividad y reducen los costos de transacción, sino que también inciden positivamente en la productividad laboral y el bienestar", presume el documento.

En este sentido, agrega que se ha priorizado el fortalecimiento de la infraestructura energética y el aumento de la autosuficiencia nacional, en particular mediante el impulso a las empresas públicas del sector, el desarrollo de energías renovables y los esquemas de participación mixta que reduzcan la dependencia externa frente a disrupciones climáticas o geopolíticas.

"Este modelo de desarrollo con bienestar ha sido implementado con responsabilidad fiscal y prudencia macroeconómica, en un entorno donde la política de deuda se ha orientado a preservar la sostenibilidad mediante un perfil de financiamiento predominantemente en moneda nacional, a tasa fija y de largo plazo, lo que ha reducido los riesgos cambiarios y de refinanciamiento", sustenta.

Menos huachicol fiscal, más ingresos Para incrementar los ingresos tributarios, entre otras acciones el gobierno federal contempla la reducción del contrabando de combustibles, conocido popularmente como "huachicol fiscal".

"Se proyecta que en 2025 los ingresos tributarios representen el 65.7 % del total de los ingresos del sector público, superando en 5.4 puntos porcentuales el promedio del decenio anterior y consolidando una tendencia ascendente. Este desempeño estará apoyado por la continuación de acciones para mejorar el cumplimiento de la normatividad en materia fiscal, reducir el contrabando de combustibles, reforzar la vigilancia en aduanas y mejorar la fiscalización de plataformas digitales y comercio electrónico, sectores de creciente relevancia en la economía moderna", propone el Programa.

Al respecto, asegura que la modernización de la administración tributaria seguirá siendo un pilar central de la política fiscal.

Por ello, establece acciones como continuar invirtiendo en herramientas de análisis de datos, inteligencia artificial y automatización de procesos que faciliten el cumplimiento voluntario y eleven la eficiencia operativa.

En el ámbito aduanero, añade, se profundizará en la coordinación entre el Servicio de Administración Tributaria, la Agencia Nacional de Aduanas de México y la Agencia de Transformación Digital y Telecomunicaciones, con el objetivo de reducir los tiempos de despacho, fortalecer la trazabilidad del comercio exterior y aumentar la recaudación por esta vía.

Objetivos del PRONAFIDE El Programa expone la visión y objetivos en cuanto al federalismo fiscal; el sistema de pensiones y del sector asegurador; el papel del sistema financiero y la banca de desarrollo, entre otros.

Todo lo anterior está contenido en seis objetivos:

1.- Mantener la estabilidad macroeconómica y fiscal con un nivel de deuda sostenible en el largo plazo y aumentar la productividad económica del país.

2.- Fortalecer los ingresos tributarios y no tributarios del sector público presupuestario para impulsar el financiamiento de programas e inversión que contribuyan al desarrollo económico del país.

3.- Fomentar un gasto público eficiente y eficaz, mediante asignaciones y reasignaciones presupuestarias, de forma que las dependencias y entidades generen valor público y contribuyan al cumplimiento de los objetivos del desarrollo nacional, considerando las restricciones de los recursos disponibles.

4.- Contribuir a la consolidación de la coordinación fiscal y la colaboración administrativa entre los tres órdenes de gobierno, a fin de que cuenten con los recursos suficientes para atender las necesidades de la población, y aumente la autonomía financiera estatal y municipal.

5.- Mejorar las pensiones de las personas trabajadoras sin menoscabar la sostenibilidad financiera del sistema de pensiones y fortalecer la estrategia de gestión de riesgos para proteger a las personas en situación de vulnerabilidad, así como la infraestructura y el patrimonio gubernamental.

6.- Impulsar el desarrollo de un sistema financiero más inclusivo, resiliente y sostenible, fortaleciendo su estabilidad, competencia y marco jurídico, para ampliar el acceso equitativo a servicios financieros, reducir brechas estructurales y mejorar la salud financiera de la población.

En materia financiera, Pemex anunció la creación de un fondo de 250 mil millones de pesos que comenzará a operar en 2025. Este instrumento servirá para financiar proyectos de inversión -incluidos los mixtos con participación privada- y cubrir parte de los adeudos con proveedores y contratistas, que actualmente ascienden a 430 mil millones de pesos. El fondo estará respaldado por la Secretaría de Hacienda y contará con recursos de la banca de desarrollo y la banca comercial. Con la expectativa de abrirlo posteriormente a inversionistas privados.

El plan también busca reducir la deuda financiera total de la empresa en 25% hacia 2030, en comparación con el nivel registrado en 2018. Lo que implicaría cerrar el periodo con 78.9 mil millones de dólares. Actualmente, Pemex reporta una deuda de 98.8 mil millones. Para ello, se destinarán aportaciones de capital en 2025 y 2026, además de los recursos obtenidos por la emisión de notas pre-capitalizadas de 12 mil millones de dólares realizada en julio de este año.

Otro elemento central es la consolidación del nuevo régimen fiscal, que sustituye diversos derechos por un solo pago denominado Derecho Petrolero para el Bienestar. Este esquema establece una tasa de 30% para petróleo, gas asociado y condensados, y de 11.63% para gas no asociado. Según estimaciones del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), de haberse aplicado en 2024, Pemex habría pagado 26.6 mil millones de pesos menos en contribuciones.

En paralelo, la petrolera simplificará su estructura corporativa, eliminando subsidiarias y concentrando la supervisión en el Consejo de Administración. Con el objetivo de reducir burocracia y agilizar procesos.

En el eje productivo, Pemex busca elevar la producción de hidrocarburos a 1.8 millones de barriles diarios para frenar el declive de los últimos años. Actualmente, la producción es de 1.6 millones de barriles, su nivel más bajo desde la década de 1970. Para lograrlo, la empresa apuesta por reactivar campos maduros, concluir proyectos como Trión y Zama, y acelerar el desarrollo de asignaciones mixtas con privados.

En cuanto al gas natural, el objetivo es alcanzar 5,000 millones de pies cúbicos diarios en 2028. Incluyendo la posible explotación de yacimientos no convencionales, aunque Pemex reconoce que necesitará asociarse con compañías con mayor experiencia técnica en este segmento. Asimismo, se retomarán proyectos de gasoductos clave como Jáltipan-Salina Cruz y Puerta al Sureste-Mayakán.

El plan también prevé nuevas inversiones en refinación por 189.7 mil millones de pesos y el desarrollo de proyectos de energía eléctrica en alianza con la CFE que sumarán 2,750 megawatts.

Analistas señalan que el éxito de esta estrategia dependerá de la capacidad de Pemex para reducir su deuda con proveedores, ejecutar proyectos rentables y asociarse con socios estratégicos. Sin mejoras estructurales en refinación y eficiencia operativa, advierten, los nuevos instrumentos de financiamiento podrían no traducirse en una recuperación sostenida.

Durante el encuentro, la mandataria agradeció públicamente la colaboración del sector privado. "Agradezco a las y los empresarios gasolineros del país la renovación de la estrategia para la estabilización del precio de la gasolina", expresó en redes sociales. El mensaje fue acompañado por un video del encuentro, sin mayores detalles sobre los términos actualizados del convenio.

En la reunión participaron Luz Elena González, secretaria de Energía; Alicia Bárcena, secretaria de Medio Ambiente; Edgar Amador Zamora, secretario de Hacienda; y Víctor Rodríguez Padilla, director general de Pemex.

El convenio original fue firmado el 27 de febrero con una vigencia inicial de seis meses. Establecía un precio máximo de 24 pesos por litro para la gasolina Magna, con respaldo de empresas distribuidoras. Pemex fija precios mayoristas nacionales desde sus terminales de almacenamiento y reparto, mientras que las estaciones de servicio mantienen el precio acordado.

La estrategia se enmarca en la Política Nacional para contener aumentos en el precio de los combustibles, diseñada para proteger a los consumidores ante variaciones del mercado. En este contexto, la presidenta Claudia Sheinbaum reconoció públicamente la participación del sector privado en la renovación del acuerdo.

El proyecto, desarrollado por Epcilon LNG LLC (Texas) y LNG Alliance Pte Ltd. (Singapur), busca fortalecer la seguridad energética global y contribuir a la reducción de emisiones.

La solución modular de Honeywell permitirá eliminar impurezas del gas natural previo a la licuefacción. Lo que prolongará la vida útil de los equipos, reducirá los tiempos de inactividad y aumentará la confiabilidad operativa. Además, este enfoque acelera la instalación y facilita futuras expansiones, disminuyendo riesgos de construcción y acelerando la salida al mercado.

En paralelo, la suite de automatización ICSS y el sistema Experion otorgarán control total de las instalaciones a AMIGO LNG. Con sistemas avanzados de seguridad contra incendios, gases y vigilancia. Estas herramientas permitirán detectar condiciones peligrosas y activar respuestas inmediatas, protegiendo tanto al personal como al medio ambiente.

La terminal AMIGO LNG entregará GNL más competitivo a mercados globales, fortalecerá la posición de México en el comercio energético y generará valor económico local, además de apoyar la transición hacia combustibles más limpios", señaló el Dr. Muthu Chezhian, director ejecutivo de LNG Alliance.

El proyecto se enmarca en el Plan Sonora, que busca posicionar al estado como un hub clave en energía limpia y comercio internacional de GNL. La planta, diseñada para exportar hasta 7.8 MTPA, se prevé inicie operaciones en 2028.

Con experiencia en más del 40% del pretratamiento de GNL a nivel mundial, Honeywell refuerza su liderazgo global al integrar soluciones tecnológicas que optimizan eficiencia y plazos de construcción, acelerando la transición energética de México y su papel en el mercado internacional.

En el periodo mencionado, Pemex ejerció 149.2 mil millones de pesos para el desarrollo de nuevas instalaciones y plantas para sus actividades de exploración, producción y procesamiento de hidrocarburos, una caída anual de 32.1 por ciento.

"En términos absolutos, son 70 mil 600 millones de pesos menos que el año anterior. Al ejercer sólo 149 mil 200 millones, la petrolera alcanzó el nivel de inversión más bajo desde 2008 para un periodo similar", señala el documento "Erario al momento" del organismo.

México Evalúa expuso que en el presupuesto aprobado para inversión de la petrolera tuvo un ajuste a la baja de 18.9 por ciento anual; sin embargo, el recorte que se observó hasta julio ha sido mayor en 13.2 puntos porcentuales.

"Ello limita los objetivos planteados en el Plan Estratégico 2025-2035, entre ellos, garantizar que, a partir de 2027, la empresa cuente con recursos suficientes para cubrir su deuda y mantener inversiones".

"También se pretendía impulsar la producción de crudo mediante el desarrollo de nuevos yacimientos", expone el documento.

El análisis señala que la menor inversión afecta la operación de la petrolera, pues en los primeros meses del año Pemex produjo en promedio un millón 440 mil barriles diarios de crudo, una cifra que está 7.69 por ciento por debajo del millón 560 mil barriles que se fijó como meta para el periodo.

"Estamos ante la extracción más baja en más de 35 años", agrega el documento.

En paralelo, la carga financiera de la deuda de Pemex continúa en aumento, señala.

Entre enero y julio, el pago de intereses alcanzó 104.3 mil millones de pesos, un alza de 30 por ciento respecto al año pasado.

Las finanzas públicas ya resienten el desempeño de la paraestatal, pues los ingresos petroleros sumaron 526 mil 200 millones de pesos a julio, una caída de 16.3 por ciento anual.

Esto significó 102 mil millones de pesos menos que el mismo periodo del año pasado, agrega el análisis.

Incluso, los ingresos petroleros estuvieron 214 mil 300 millones de pesos por debajo de lo programado, debido a la baja producción de la petrolera.

De esos recursos, Pemex transfirió 146 mil 400 millones de pesos a la Federación; sin embargo, el Gobierno federal devolvió 110 mil 800 millones a la empresa mediante apoyos y transferencias, por lo que el beneficio neto para el erario fue de apenas 35 mil 600 millones de pesos, que equivalen a 6.8 por ciento de la renta petrolera.

Esto significa que Pemex aportó 268 pesos por persona para el gasto público, 98 por ciento menos que en 2008.

Este bajo rendimiento reduce la capacidad del Estado para destinar los ingresos petroleros al financiamiento de servicios esenciales como salud, educación o infraestructura social, en un contexto en que Pemex mantiene retos en inversión, producción y deuda, agrega el estudio de México Evalúa.

Alrededor de 11 por ciento de los ingresos que tiene el Gobierno proviene por concepto de ventas petroleras y derechos que paga Pemex,

En tanto, los ingresos totales del sector público ascendieron a 4.7 billones de pesos, un alza de 3.3 por ciento anual, impulsados por los ingresos tributarios, expone el análisis.

La Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA) actualizó las Normas Oficiales Mexicanas (NOMs) en materia de regulación del sector de hidrocarburos en México.

Estas disposiciones forman parte del Suplemento del Programa Nacional de Infraestructura de la Calidad 2025 y se diseñaron para garantizar la seguridad de las personas, la protección del medio ambiente y la integridad de las instalaciones.

En el ámbito de los procesos industriales, la ASEA propuso la NOM para las instalaciones de licuefacción de gas natural, misma establece especificaciones y requisitos técnicos de seguridad en el diseño, construcción, operación y mantenimiento, con el fin de reducir riesgos y evitar daños a las comunidades y al entorno natural.

Otra medida relevante corresponde a las instalaciones de almacenamiento y distribución de petrolíferos (excepto Gas LP), petróleo y petroquímicos; se prevé que esta garantice un almacenamiento seguro, incluyendo lineamientos de seguridad industrial y ambiental en todas las etapas, desde la planeación hasta el mantenimiento.

En el ámbito del transporte, la ASEA actualizó la normativa sobre la distribución de gas natural por ductos, pues la dependencia explicó que esta adecuación responde a incidentes reportados en la última década y a la necesidad de contar con criterios actualizados que contemplen la diversidad de infraestructuras en operación.

Con lo anterior se espera optimizar la precisión de la regulación y ofrecer mayor certidumbre tanto a las empresas operadoras como a las comunidades cercanas a estas instalaciones.

Las nuevas medidas regulatorias representan un esfuerzo integral por fortalecer la infraestructura de calidad y la seguridad operativa en el sector hidrocarburos, de acuerdo con el gobierno federal, la implementación de estas NOMs es un paso clave hacia un desarrollo industrial sostenible, responsable y en línea con la protección del medio ambiente.

El informe también reporta avances en campos clave como Bakte, Ixachi, Itta, Teotleco y Bricol, operados por Pemex, cuya producción conjunta pasó de 113 mil a 157 mil barriles diarios. Estos activos han sido relevantes para sostener el volumen nacional, en un contexto de transición operativa y ajustes en la estrategia energética.

Como parte de la política de aprovechamiento de infraestructura existente, se lanzó una licitación para proyectos mixtos que buscan reactivar 400 pozos cerrados, con una meta de incorporación de 13 mil barriles diarios adicionales. Esta iniciativa forma parte del Plan de Trabajo 2025-2030 de Pemex, presentado en febrero, enfocado en modernización, eficiencia y recuperación de capacidad productiva.

En el mismo periodo, el Estado recibió 1,549 millones de dólares derivados de siete contratos de producción compartida, vinculados a la extracción de 22.9 millones de barriles de petróleo y 9.8 mil millones de pies cúbicos de gas natural. Estos ingresos reflejan la continuidad de esquemas contractuales previos y su contribución fiscal.

Además, se ratificaron ocho descubrimientos en aguas someras y zonas terrestres, con un volumen estimado de 174.61 millones de barriles equivalentes, lo que amplía el inventario de reservas y fortalece las perspectivas de mediano plazo en exploración.

En refinación, el fortalecimiento del Sistema Nacional de Refinación (SNR) permitió incrementar el procesamiento de crudo en un 52%, al pasar de 731 mil a 1 millón 112 mil barriles diarios. Como resultado, la producción de gasolina creció 71%, en línea con el objetivo de atender la demanda interna y reducir la dependencia de importaciones.

Petróleos Mexicanos (Pemex) dio un paso significativo hacia la reactivación de la producción de hidrocarburos al firmar los primeros 11 contratos mixtos con el sector privado, aprovechando las nuevas condiciones legales abiertas por la reforma energética de octubre de 2024 y la armonización de leyes realizada en marzo de 2025. Esta medida marca un giro estratégico en la relación de Pemex con la iniciativa privada, habilitando un esquema de colaboración que busca impulsar la producción nacional en un contexto de alta presión financiera y operativa.

Según el Primer Informe de Gobierno, estos contratos forman parte de una etapa inicial y ya están formalizados. Se trata de asignaciones previamente definidas, que ahora se reactivan con participación del capital privado, sin comprometer la propiedad estatal de los hidrocarburos. La firma de estos acuerdos representa la implementación tangible de la reforma energética impulsada por la actual administración.

Además, Pemex se encuentra en proceso de cerrar un segundo paquete de contratos mixtos que estaría listo antes de que finalice el año. Esta nueva ronda busca mantener el impulso productivo, atrayendo inversión privada para tareas específicas como la recuperación secundaria y la mejora operativa en campos maduros.

El informe presidencial destaca que, mediante estas alianzas, se prevé la reactivación de 400 pozos actualmente cerrados y la incorporación de 13 mil barriles diarios a la producción nacional. Un componente clave en esta estrategia es el uso de sustancias desarrolladas por el Estado mexicano, ya patentadas a nivel internacional, que permiten controlar la movilidad del gas en yacimientos, mejorando la eficiencia en la extracción de crudo.

Esta innovación tecnológica representa no solo un avance en materia de soberanía energética, sino también una oportunidad para posicionar al país como referente en técnicas avanzadas de recuperación mejorada.

La apuesta por contratos mixtos también responde a la necesidad de Pemex de compartir riesgos financieros y operativos con empresas del sector privado, dada su elevada deuda y los limitados márgenes fiscales. Esta estrategia busca incrementar la producción sin ampliar el gasto público directo.

Los contratos fueron firmados por Mahmoud Abdel Hamid, director general de EGAS, durante una ceremonia encabezada por el ministro de Petróleo, Karim Badawi. "Estos acuerdos forman parte de nuestra estrategia para consolidar a Egipto como un centro energético regional", señaló la dependencia en un comunicado oficial.

Entre las empresas participantes, Shell invertirá 120 millones de dólares en el área Marnith Offshore, mientras que Eni, en asociación con BP y QatarEnergy, destinará 100 millones de dólares para explorar East Port Said Offshore. Por su parte, Zarubezhneft perforará cuatro pozos en North Khattabia, con una inversión de 14 millones de dólares, y Arkus Energy desarrollará el área North Damietta Offshore con 109 millones de dólares.

El Ministerio destacó que los proyectos buscan fortalecer la capacidad nacional de producción de gas y atraer capital extranjero al sector energético. Las zonas seleccionadas han sido priorizadas por su potencial geológico y por su papel estratégico en el abastecimiento regional.

El anuncio marca un paso significativo para Transition Industries LLC, que ha logrado consolidar un consorcio de empresas de alcance global con experiencia en ingeniería, construcción y soluciones energéticas. Siemens Energy aportará su tecnología avanzada en generación y distribución energética, incluyendo sistemas de eficiencia industrial y electrificación de procesos, mientras que Techint E&C será responsable de la ingeniería, adquisiciones y construcción de las instalaciones clave del proyecto.

Se espera que una vez en operación en 2029, Pacifico Mexinol sea la mayor instalación independiente de producción química con emisiones de carbono ultrabajas. Y uno de los mayores productores de hidrógeno verde y metanol verde del mundo.

El proyecto Pacífico Mexinol se desarrollará en varias fases, con una inversión estimada que permitirá la modernización de plantas existentes y la construcción de nuevas unidades de producción de combustibles y productos químicos. La iniciativa también contempla un fuerte componente de capacitación y transferencia tecnológica para el personal local, lo que contribuirá al desarrollo de capacidades nacionales en el sector energético y petroquímico.

Representantes de Transition Industries LLC destacaron que la colaboración con Siemens Energy y Techint E&C permitirá alcanzar los estándares internacionales de eficiencia y sostenibilidad, garantizando un proyecto competitivo y alineado con las metas ambientales de México. Además, se espera que el Pacífico Mexinol genere empleos directos e indirectos en las regiones donde se implementen las operaciones, fortaleciendo la economía local y la industria energética del país.

Con esta alianza estratégica, Pacífico Mexinol se posiciona como un proyecto clave en la transformación energética de México, combinando innovación tecnológica, sostenibilidad y desarrollo industrial, y reflejando la creciente confianza de inversionistas internacionales en el sector energético mexicano.

A la par de las manifestaciones, el gobierno federal encabezado por Claudia Sheinbaum anunció la reapertura de cinco auditorías a Pemex, así como nuevas investigaciones por presuntos casos de corrupción, sobornos y contratos irregulares otorgados durante los sexenios de Enrique Peña Nieto y Andrés Manuel López Obrador.

De acuerdo con la secretaria de Anticorrupción y Buen Gobierno, Raquel Buenrostro, al menos 16 funcionarios y tres exfuncionarios están bajo investigación por delitos como liberación de pagos por servicios inexistentes, manipulación de auditorías y otorgamiento irregular de contratos. Entre ellos destacan:

Roberto "P", vinculado a sobornos en el área de Abasto de Exploración y Producción.

Juan "V", acusado de otorgar contratos de mantenimiento a cambio de pagos ilegales.

Erick "N", investigado por alterar auditorías para beneficiar a proveedores específicos. En paralelo, se revisan cuatro contratos por más de 390 millones de pesos, entre ellos uno que fue cancelado anticipadamente por irregularidades y otro que nunca se formalizó.

Este conflicto ocurre en medio de una complicada situación financiera para la petrolera estatal, que acumula más de 98 mil millones de dólares en deuda financiera, más de 20 mil millones con proveedores y una nueva presión social y política que pone en entredicho su gobernanza interna.

El contrato establece que el GNL será adquirido por EQT bajo condiciones franco a bordo indexadas al Henry Hub, lo que refuerza la estrategia de ambas compañías para garantizar un suministro energético estable y competitivo a largo plazo. "Este proyecto puede ayudar a fortalecer la posición de Estados Unidos como exportador líder de energía", señaló Justin Bird, CEO de Sempra Infrastructure.

Port Arthur LNG Fase 2 ha despertado interés comercial internacional, y se suma a otros acuerdos recientes como el firmado con JERA Co., Inc. por 1.5 Mtpa y la ampliación de la alianza con ConocoPhillips por 4 Mtpa. La planta contempla dos trenes de licuefacción que podrían elevar la capacidad total del complejo a 26 Mtpa, sumando las fases 1 y 2.

El proyecto cuenta con aprobación regulatoria de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FRE) y autorización de exportación del Departamento de Energía de EE. UU., lo que permite enviar GNL a países sin tratados de libre comercio. La empresa Bechtel fue seleccionada para encargarse de la ingeniería, adquisición y construcción de la planta.

Aunque se han obtenido los permisos principales, el desarrollo de la Fase 2 sigue sujeto a factores como la decisión final de inversión, el cierre de acuerdos comerciales y la obtención de financiamiento. Se espera que la Fase 1 entre en operación comercial en 2027 y 2028, mientras Sempra Infrastructure continúa posicionando el proyecto como parte de su estrategia energética global.

En junio la petrolera reportó que por primera ocasión la elaboración de gasolinas y diésel había alcanzado la mitad de su capacidad, es decir, 172 mil barriles diarios, de 340 mil proyectados.

No obstante, en la variación anual la producción de petrolíferos mostró un aumento de 80.62 por ciento en julio. La cifra se explica porque en julio de 2024 aún se estaba poniendo en marcha la maquinaria de las instalaciones, construidas a un costo cercano a 20 mil millones de dólares, poco más del doble del presupuesto original.

De acuerdo con Pemex, el volumen de combustibles producidos en Dos Bocas representó sólo 15.16 por ciento del total de petrolíferos elaborados por el Sistema Nacional de Refinación en el lapso de referencia, el cual fue de un millón 28 mil barriles diarios.

La reducción de la elaboración de combustibles en la refinería Olmeca se debió a una menor producción de gasolinas. El volumen promedio de carburantes para vehículos ligeros fue de 57 mil barriles diarios, 27.13 por ciento menos que los 78 mil barriles diarios reportados en junio.

De acuerdo con la empresa, en el periodo de referencia en la refinería ubicada en el municipio de Paraíso, Tabasco, se elaboraron 55 mil barriles de gasolina Magna o verde de ultra bajo azufre, y 2 mil barriles diarios fueron de gasolina Premium.

Pemex elaboró en promedio 76 mil barriles diarios de diésel en julio, 18.12 por ciento más que los 65 mil de junio.

De acuerdo con el Plan Estratégico 2025-2030 de Pemex, la refinería Olmeca alcanzará su capacidad total en 2027 (https://tinyurl.com/muyuhpw3).

De acuerdo con el funcionario, Brasil representa un aliado clave para México debido a su amplia experiencia en exploración y desarrollo petrolero en aguas profundas. Un sector en el que Brasil ha logrado posicionarse como líder en América Latina gracias a la operación de campos en la cuenca del Atlántico.

"Brasil tiene una experiencia muy grande sobre el tema. Para México es fundamental aprovechar esa relación para aprender de las mejores prácticas internacionales y fortalecer nuestras capacidades técnicas", destacó Ebrard.

La colaboración busca impulsar proyectos que permitan optimizar la exploración y producción de hidrocarburos en el Golfo de México. Una región con alto potencial energético, que requiere tecnología avanzada y un marco de cooperación internacional para maximizar su aprovechamiento de manera sustentable y segura.

Asimismo, se prevé que el acercamiento genere nuevas oportunidades de inversión, transferencia tecnológica y creación de empleos altamente especializados. Lo que podría beneficiar a la industria nacional y consolidar a México como un actor más competitivo en el sector energético global.

Expertos señalan que la alianza con Brasil no solo tendrá un impacto técnico, sino también geopolítico, al fortalecer los vínculos entre dos de las economías más grandes de América Latina. Este tipo de cooperación podría traducirse en una mayor integración regional en materia energética. Con beneficios tanto para la seguridad energética como para la atracción de capital privado.

Marcelo Ebrard reiteró su interés en que este primer acercamiento se convierta en un marco de colaboración estable y duradero. "Esperamos que este encuentro permita a ambos países aprovechar su potencial en beneficio de sus sociedades".

CIUDAD DE MÉXICO (apro).- Para la institución financiera suiza UBS, el nuevo plan estratégico de Pemex impulsado por el gobierno de Claudia Sheinbaum Pardo está en riesgo de enfrentarse a una serie de impugnaciones en la próxima renegociación del T-MEC, al ser considerado contrario a la dinámica comercial que rige en América del Norte.

En un documento, la firma señaló que tanto Estados Unidos como Canadá tendrían argumentos para cuestionar el proyecto.

Este proyecto busca, mediante un vehículo de propósito especial (SPV, por sus siglas en inglés), financiar con 250 mil millones de pesos los proyectos de inversión de Pemex durante los próximos dos años, además de trazar la ruta para reducir la deuda de la petrolera.

"La reforma energética y el plan refuerzan a Pemex como empresa pública, lo que implica que no está obligada a ser rentable y no puede incurrir en prácticas monopólicas, algo que Estados Unidos y Canadá podrían impugnar en la renegociación del T-MEC", sostuvo el banco suizo.

Los señalamientos de UBS coinciden con lo expuesto en el Informe de la Estimación Nacional de Comercio de 2025 sobre Barreras al Comercio Exterior de la Oficina del Representante Comercial de Estados Unidos (USTR, por sus siglas en inglés).

En ese documento, el gobierno estadunidense critica la política energética aplicada en el sexenio de Andrés Manuel López Obrador y que su sucesora ha decidido mantener y profundizar.

Desde diciembre de 2018, recordó el USTR, el entonces gobierno de López Obrador impulsó una agenda orientada a restablecer la supremacía de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y de Petróleos Mexicanos (Pemex).

El actual gobierno de Sheinbaum, subrayó, ha ratificado y promovido el predominio de ambas empresas públicas en el mercado.

"México ha adoptado diversas medidas para lograr este objetivo (...) En enero de 2025, el (entonces) presidente presentó un paquete de reformas (...) incluyen como principio una garantía de la prevalencia de la CFE (...) y establecen una preferencia por la CFE sobre los particulares en la generación y comercialización de electricidad", se lee en el documento del USTR.

El proyecto alcanzará su máximo en 2030. El campo Trion, uno de los proyectos más relevantes para Petróleos Mexicanos (Pemex) en aguas profundas, iniciará producción en 2028 según lo estipulado en el Plan Estratégico 2025-2035 de la empresa. Este desarrollo se lleva a cabo mediante un farmout con la australiana Woodside Energy, lo que representa uno de los pocos proyectos de colaboración internacional vigentes tras la cancelación de nuevas rondas petroleras.

El plan contempla la perforación de 24 pozos: 12 productores, 10 inyectores de agua y 2 inyectores de gas. Estos pozos serán conectados a través de una infraestructura submarina conocida como SURF (Subsea Umbilicals, Risers and Flowlines), que estará enlazada con una unidad flotante de producción y otra de almacenamiento y descarga (FPSO/FSO).

La producción inicial en 2028 será de 33 mil barriles diarios (20 mil de Woodside y 13 mil de Pemex), con un pico de producción de 109 mil barriles diarios en 2030. Además, el gas asociado se transportará por un gasoducto que conecta con el sistema Sur de TexasTuxpan, integrando así el proyecto con la infraestructura energética del Golfo.

Las reservas certificadas 3P (probadas, probables y posibles) ascienden a 710 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales 675 millones son aceite y 262 mil millones de pies cúbicos son gas natural.

La inversión total del proyecto, que abarca el periodo 20232052, será de 10,434 millones de dólares. De este monto, Pemex aportará 3,762 millones de dólares y Woodside Energy 6,672 millones. Hasta la fecha de publicación del Plan, el avance físico del proyecto es del 35%, lo que indica un progreso significativo en la ingeniería, adquisición de equipos y preparativos para la perforación.

Este proyecto no solo representa una fuente relevante de producción futura, sino también una oportunidad para Pemex de aprovechar tecnología de punta, diversificar sus fuentes de extracción y consolidarse en el mercado energético con un socio estratégico internacional.

La petrolera registró una pérdida de 42 mil 633.4 millones de dólares, mientras que la empresa eléctrica una de 15 mil 81.6 millones.

Ambos resultados negativos se registraron en un año fiscal en que el total de las empresas que integran el ranking generaron utilidades de 2.98 billones (millones de millones) de dólares, siendo el segundo año más rentable en la historia.

El ranking se elaboró tomando en cuenta las 500 empresas con los mayores ingresos obtenidos en el último año fiscal, que concluyera en o antes de marzo del 2025. Pemex se colocó en el sitio 121 por ingresos, mientras que la CFE en el 435; en ambos casos su año fiscal terminó al cierre del 2024.

Walmart lideró nuevamente en el ranking de ingresos de las 500 Empresas Globales de Fortune por duodécimo año consecutivo

Los decomisos de hidrocarburos en el país durante 2025 superaron los 77 millones de litros, de acuerdo con los resultados presentados por la Agencia Nacional de Aduanas de México (ANAM).

Durante el webinar 'Prácticas en la importación de hidrocarburos: recomendaciones, acciones y resultados de la autoridad aduanera', el director de Investigación Aduanera, Alex Tonatiuh Márquez, explicó que uno de los hallazgos más relevantes fue la detección de tres almacenes ilegales ubicados en Toluca, Ensenada y Tuxpan, lo que permitió ubicar redes de almacenamiento clandestino que operaban fuera de la ley.

Embarcaciones aseguradas

En materia de decomisos, la autoridad destacó el caso de la empresa Ingermar en la Aduana de Nuevo Laredo, donde se aseguraron 3 millones de litros de combustible ilegal, y en la frontera norte también fueron incautadas 80 pipas y 100 carrotanques, que formaban parte de sus operaciones ilegales de transporte de hidrocarburos.

A estas acciones se suma lo ocurrido en la Aduana de Matamoros, donde fueron interceptadas embarcaciones de gran capacidad: 

En el buque Torm Agne se decomisaron 10 millones de litros de hidrocarburos ilegales. En el Challenge Procyo se detectaron operaciones ilícitas. En el buque High Challenge se descubrió que se transportaban 50 millones de litros de combustible ilegal arribando al puerto de Tampico.

Durante la presentación, los expertos subrayaron que estos operativos no solo buscan frenar el ingreso ilegal de combustibles, sino también enviar un mensaje claro a empresas y agentes aduanales: la colusión o la omisión pueden derivar en responsabilidad penal, más allá de la pérdida de patentes o sanciones administrativas.

Asimismo, recordaron la importancia de una correcta clasificación arancelaria en las operaciones de comercio exterior; un error o una alteración deliberada en la fracción arancelaria puede implicar sanciones administrativas, pero también consecuencias penales, especialmente en el caso de hidrocarburos y petroquímicos.

Durante la presentación de la cuarta edición del libro La energía de un pueblo: Tejiendo lazos, Alberto de la Fuente, presidente de Amexhi, refrendó el compromiso de la asociación con el desarrollo energético de México.

Resaltó que la industria privada de hidrocarburos ya ha invertido 40,000 millones de pesos en México y genera más de 12,000 empleos directos, con salarios superiores al promedio nacional.

"La industria energética representa una oportunidad real de crecimiento y bienestar para miles de familias", subrayó.

De la Fuente detalló que las compañías agrupadas en Amexhi se encuentran actualmente evaluando la oferta de campos petroleros que Petróleos Mexicanos (Pemex) ha presentado dentro de los nuevos contratos mixtos de desarrollo. Estos esquemas buscan atraer capital y tecnología privados para potenciar la producción nacional de hidrocarburos.

Asimismo, señaló que el nuevo modelo contractual podría abrir la puerta al regreso de firmas internacionales que abandonaron México en años recientes Las cuales se marcharon por la falta de condiciones regulatorias y de rentabilidad. "Si encuentran un caso de negocio adecuado, es probable que empresas que salieron del país regresen para participar en el mercado energético mexicano", afirmó.

El presidente de Amexhi reiteró que la colaboración entre el sector privado y Pemex es fundamental para incrementar la producción de hidrocarburos. Así como para generar empleos y fortalecer la seguridad energética del país.

La asociación, que agrupa a más de 30 compañías nacionales e internacionales del sector, subrayó que continuará trabajando con el gobierno federal. "Para crear un entorno de certeza y estabilidad que favorezca la llegada de más inversiones al sector energético".

"Pemex enfrenta desafíos operativos significativos, ya que sus principales campos productores han alcanzado su madurez y están en etapa de declinación", mencionó la firma en su análisis "Plan estratégico y recientes transacciones financieras para atraer capital son positivos para el perfil crediticio de Pemex".

En el reporte, René Robles, Oscar Jiménez y Vicente Gómez, analistas de la institución financiera, comentaron que Pemex debe realizar inversiones sustanciales para reorientar sus actividades de exploración y producción hacia zonas geológicamente más complejas. "Además, es crucial que continúe con la rehabilitación y modernización de las refinerías para aumentar su eficiencia. También debe incrementar la capacidad de sus plantas petroquímicas e instrumentar medidas para acelerar su transición energética", mencionaron.

Plantearon que durante el sexenio anterior, la administración de Pemex se enfocó en dar mantenimiento a los pozos maduros y acelerar la explotación de reservas cercanas a pozos mayores, lo que permitió ralentizar las tasas de declinación y estabilizar temporalmente la producción de crudo.

Sin embargo, agregaron los especialistas, esta estrategia no es sostenible en el largo plazo.

El 5 de agosto de 2025, Pemex publicó su Plan Estratégico 2025 - 2035, el cual define las acciones para alcanzar la autosuficiencia energética a través de un nivel de extracción sostenible de crudo y del aumento de la producción de combustibles, petroquímicos y fertilizantes para satisfacer la demanda nacional.

Asimismo, el Plan establece una ruta para impulsar gradualmente la transformación de la empresa, para que de ser una compañía centrada en combustibles fósiles se convierta en una empresa basada en energías renovables.

Pemex realizó hace unos días dos transacciones financieras con el objetivo de atraer capital y fortalecer la posición financiera de la compañía.

"Moody's Local México considera que el Plan y las recientes transacciones financieras refuerzan el compromiso del Gobierno Federal de seguir impulsando la viabilidad operativa y financiera de la empresa", manifestó la calificadora.

Recordó que al segundo trimestre del 2025, Pemex enfrenta una deuda financiera de 98 mil 786 millones de dólares, "con un perfil de vencimientos desafiante".

"En lo que resta de 2025, deberá pagar 5 mil 100 millones de dólares, mientras que 2026 presenta la mayor concentración de vencimientos con un monto de 18 mil 700 millones de dólares".

Además, tiene una deuda de más de 20 mil millones de dólares con sus proveedores y enfrenta pasivos laborales que superan los 70 mil millones de dólares.

De acuerdo con la empresa pública del Estado, personal especializado del Sector Ductos Catalina se trasladó de inmediato al sitio para implementar las acciones de control y saneamiento. Actualmente se llevan a cabo trabajos de contención y recuperación del hidrocarburo mediante el uso de equipos especializados, entre ellos una unidad recuperadora de presión vacío, retroexcavadoras y barreras oleofílicas.

El derrame fue catalogado de magnitud moderada y afecta un tramo aproximado de 800 metros. Sin embargo, las lluvias registradas en la región y la dificultad de acceso a la zona han generado que las labores avancen de manera intermitente. Pese a ello, Pemex informó que se opera en cuatro frentes distintos para contener los escurrimientos y minimizar los riesgos ambientales.

Como parte de su estrategia de atención, este domingo se sostuvo un diálogo con representantes y habitantes de la comunidad, a quienes se les informó sobre los trabajos de limpieza y recuperación que se llevan a cabo. Pemex aseguró que mantiene presencia permanente en el lugar. Priorizando la seguridad de la población, la protección ambiental y el bienestar de las comunidades locales.

La empresa estatal adelantó que, una vez que las condiciones climatológicas lo permitan, los equipos técnicos procederán a realizar excavaciones. Para determinar la causa raíz del daño en el ducto. Pemex reiteró su compromiso de actuar de manera responsable y de garantizar que la zona afectada quede completamente saneada.

Con estas acciones, la petrolera busca mitigar los efectos del incidente y reforzar la confianza de las comunidades en torno a su operación.

De acuerdo con la Base de Datos Institucional de la petrolera, la producción total de hidrocarburos líquidos alcanzó 1.648 millones de barriles por día en el séptimo mes de 2025, con una variación mensual positiva de 1%, aunque con un descenso anual de 6.9%.

En el caso de los condensados, la producción sumó 268,566 barriles diarios, un crecimiento mensual de 2% pero con retroceso anual de 2.5%. Cabe recordar que el máximo nivel de extracción de este hidrocarburo se alcanzó en abril de 2024. Cuando se registraron 282,125 barriles por día, impulsados principalmente por el campo Ixachi.

La Región Marina Noroeste sigue siendo la de mayor aporte, con 637,674 barriles por día. De este total, 113,229 provinieron de Cantarell y 524,445 de Ku-Maloob-Zaap, complejo que concentra el 38% de la producción nacional. Aunque con una disminución anual de 10%.

Por otra parte, el proceso de crudo en el Sistema Nacional de Refinación se ubicó en 1.023 millones de barriles diarios. Lo que equivale a 52.5% de la capacidad instalada. Este nivel representó una caída mensual de 7.5% (83,000 barriles menos que en junio), aunque con un repunte anual de 1%.

En el caso de la refinería de Dos Bocas, Tabasco, se procesaron 156,265 barriles por día en julio, con una reducción mensual de 18% y un uso de 46% de su capacidad.

La meta gubernamental es alcanzar y sostener una producción de 1.8 millones de barriles diarios durante el actual sexenio.

Noruega es hoy una referencia mundial en la transición energética. Pero lo que realmente distingue a este país nórdico no es solo su compromiso con un futuro bajo en carbono, sino la fuente de financiamiento que respalda ese cambio: el petróleo y el gas.

A primera vista, parece una paradoja. ¿Cómo puede un país liderar la descarbonización mientras su economía sigue dependiendo de los hidrocarburos? La respuesta está en la visión estratégica, la disciplina fiscal y la capacidad de traducir riqueza fósil en bienestar y futuro sostenible.

Desde que Noruega descubrió grandes yacimientos en el Mar del Norte en los años 60, ha aprovechado sus recursos con una lógica de largo plazo. El Estado mantiene el control sobre las licencias de explotación y participa directamente en compañías como Equinor. Hoy, el sector energético representa el 20% del PIB noruego y casi el 40% de sus exportaciones.

Lejos de gastar estas ganancias de inmediato, el país creó en 1990 el Government Pension Fund Global, el fondo soberano más grande del mundo, con más de un billón de dólares. Este fondo invierte globalmente y sus rendimientos financian el presupuesto nacional, incluida la transición energética. Solo se utiliza un pequeño porcentaje anual -menos del 3%-, garantizando sostenibilidad intergeneracional.

La política de inversión del fondo favorece cada vez más a empresas con altos estándares ambientales, sociales y de gobernanza (ASG), impulsando globalmente la descarbonización. Este mecanismo ha evitado el "mal holandés" y los excesos comunes en países petroleros: corrupción, despilfarro o dependencia absoluta.

Hoy, Noruega exporta el 95% del gas que produce, en gran medida a Europa, reforzando su papel como proveedor confiable frente a la caída del suministro ruso. En 2024, alcanzó récords en producción de gas y petróleo, exportando 1.6 millones de barriles diarios y 126 mil millones de metros cúbicos de gas. Su planta de Mongstad sigue siendo un punto neurálgico para abastecer de diésel y gasolina a la Unión Europea.

Y mientras lo hace, sigue invirtiendo entre 30 y 40 mil millones de dólares al año en energía. Paradójicamente, el 70% de esa inversión aún se destina a petróleo y gas. Pero no hay contradicción: la estrategia noruega consiste en usar estos recursos para financiar el cambio. De hecho, nuevos descubrimientos como el del área de Yggdrasil, operado por Aker BP, apuntan a mantener ese flujo hasta 2050.

Lo que distingue a Noruega no es solo su modelo financiero, sino el amplio consenso político y social que lo respalda. Hay una visión compartida: los hidrocarburos son un medio, no un fin. El objetivo es construir una economía diversificada, resiliente y baja en emisiones.

Este enfoque pragmático ya lo está adoptando Estados Unidos, que combina su auge exportador con incentivos masivos para energías limpias. Ambos países entienden que la transición energética no se financia sola. Se necesita capital, y el petróleo aún lo proporciona.

¿Y México? Nuestro país también cuenta con recursos fósiles y un Estado petrolero. Pero carecemos de un fondo soberano eficaz, de disciplina fiscal y de visión de largo plazo. La renta petrolera se sigue gastando al año siguiente, sin reservas, sin plan de transición, sin transparencia.

El modelo noruego demuestra que no es necesario renunciar al petróleo de inmediato, pero sí es urgente usarlo con inteligencia. Lo que se necesita es visión de país, institucionalidad y un consenso social que entienda que el futuro sostenible no se construye negando el presente, sino aprovechándolo con responsabilidad.

Petróleos Mexicanos (Pemex) anunció el descubrimiento de litio en salmueras asociadas a algunos de sus campos petroleros. La noticia sorprendió porque abre la posibilidad de aprovechar la infraestructura de la petrolera estatal para impulsar un mineral considerado clave en la transición energética global: el llamado oro blanco.

El Servicio Geológico Mexicano ha identificado 82 localidades con presencia de litio, de las cuales habría evaluado 66 de esas localidades con 1,906 muestras obtenidas (292 en roca y 1,614 en arcilla) en Sonora, Oaxaca, Jalisco, Puebla y San Luis Potosí, pero no ha reportado que se hayan clasificado como reservas.

A esos indicios de litio se estarían sumando las concentraciones identificadas en las aguas residuales de pozos petroleros, que podrían convertirse en un nuevo frente de exploración bajo una modalidad distinta a la minería convencional.

México se estaría posicionando como un jugador emergente en el mercado internacional del litio, aunque aún distante del "triángulo del litio"(Chile, Bolivia y Argentina) y de Australia porque hasta ahora la paraestatal LitioMx, creada en 2022, salvo generar gastos no ha reportado nada trascendente.

El litio que descubrió Pemex estaría en rocas de arcilla y salmueras petroleras, lo que plantea una explotación técnicamente más compleja que la realizada en salares andinos o roca dura, como en Australia.

La apuesta de Pemex es utilizar tecnología de extracción directa (DLE, por sus siglas en inglés), un proceso químico capaz de separar el litio de los fluidos sin depender de la evaporación solar como ocurre en los países andinos, pero en México aún no se aplica a escala comercial.

Sabemos que Chile y Argentina han consolidado su modelo basado en salares; Australia ha desarrollado un esquema exitoso con minería de roca dura y Bolivia sigue batallando con los desafíos técnicos de sus salares de litio con alto contenido de magnesio, lo que dificulta la extracción.

Hasta ahora, en México nadie ha logrado desarrollar la tecnología para extraer el litio del único yacimiento de litio localizado en Sonora porque se aloja en arcilla que representa una alta complejidad técnica, lo que obliga a desarrollar capacidades propias o establecer alianzas estratégicas.

El SGM realiza trabajos de cartografía y prospección en estados como Chihuahua, Durango y Puebla, con un presupuesto destinado a identificar zonas con mayor potencial. Su rol será técnico y científico: calcular reservas, analizar la calidad del mineral y definir la viabilidad económica de los proyectos. Se esperan los primeros resultados positivos.

Así que el descubrimiento de litio en campos petroleros puede interpretarse como un símbolo del momento que vive México: un país históricamente petrolero que busca insertarse en la economía sostenible y la transición energética porque el litio se utiliza especialmente para la fabricación de baterías.

No obstante, los retos prevalecen porque Pemex está en quiebra técnica y aunque se anunció un plan financiero hacia el 2027 hay muchas dudas sobre su impacto; no hay experiencia en la explotación de litio en México; se requiere desarrollar la tecnología o adquirirla a costos aún desconocidos (pero en minería nada es económico) y, como en otros casos, está el riesgo de que el proyecto se quede en discurso sin resultados tangibles.

El éxito dependerá de que LitioMx y Pemex se coordinen con el SGM, con centros de investigación y con socios tecnológicos que aporten conocimiento y experiencia. Más que un simple hallazgo, el litio en Pemex podría ser la puerta hacia un nuevo modelo energético, siempre y cuando se trace una ruta clara, sostenible y realista. Que si creo que se conjugue todo esto: No, en el corto plazo.

En los mercados internacionales, los precios del petróleo cerraron nuevamente en alza, impulsados por la publicación de un descenso mucho mayor de lo esperado en las reservas estadounidenses de crudo. Mientras los operadores siguen atentos a los posibles acontecimientos relacionados con Ucrania.

De acuerdo con el informe semanal de la Agencia de Información sobre Energía (EIA), las reservas disminuyeron en 6 millones de barriles durante la semana que finalizó el 15 de agosto. Mientras que los analistas esperaban una disminución de alrededor de 850,000 barriles.

Al mismo tiempo, las discusiones sobre Rusia y Ucrania siguen estando claramente en primer plano. El presidente Donald Trump se mostró dispuesto a que Estados Unidos preste apoyo militar aéreo como garantía de seguridad a Kiev en caso de un acuerdo de paz.

Una distensión de este conflicto, iniciado en 2022 con la invasión rusa a Ucrania, con una posible próxima reunión entre los respectivos jefes de Estado, podría dar lugar a una flexibilización de las sanciones al sector petrolero ruso.

En este contexto, de acuerdo con Pemex, el precio de la mezcla mexicana de exportación ganó 1.41% para cerrar en 61.69 dólares el barril. Ayer, la mezcla concluyó en sus menores registros desde el 30 de junio. Desde el 30 de julio, cuando cerró en 67.17 dólares, la mezcla acumula una merma de 9.0%.

Pero desde el 20 de enero (73.13 dólares), cuando Donald Trump regresó a la Casa Blanca, la mezcla pierde 16.00%. Hay que recordar que, el lunes 5 de mayo cerró en 53.41 dólares, en ese momento, su menor cotización del año y la mñas baja desde abril de 2021.

En Londres, el contrato más activo del crudo Brent ganó 1.60% para cerrar en 66.84 dólares el barril. Mientras, en el mercado de Nueva York, el futuro del crudo WTI ascendió 1.38% a 63.21 dólares el barril.

Desde que Donald Trump comenzó su mandato como presidente, el 20 de enero, el precio del crudo WTI ha caído 16% y el Brent ha retrocedido 17%.

Cabe recordar que, a mediados de junio los precios de petróleo escalaron a máximos del año. Sin embargo, los precios borraron todas sus ganancias al diluirse las tensiones geopolíticas entre Israel e Irán y, Rusia y Estados Unidos.

El mercado petrolero encara un año con expectativas moderadas en precios, marcado por la combinación entre aumento de oferta, demanda contenida y riesgos geopolíticos que generan oscilaciones persistentes.

Analistas de Wall Street predicen que los futuros del petróleo podrían oscilar en un reducido rango de fluctuaciones en el corto plazo, dentro del rango de 70 a 60 dólares.

Según una encuesta de Reuters, los analistas proyectan un promedio de Brent a /67.84 dólares/barril y WTI en 64.61 dólares/barril durante 2025, cifras casi idénticas a estimaciones previas, con una tendencia a la baja durante el segundo semestre.

Por su parte, Goldman Sachs mantiene su estimación de Brent en 64 dólares por barril en el último trimestre de 2025, con un descenso proyectado a 56 dólares en 2026, advirtiendo sobre riesgos relacionados con una potencial recesión global y tarifas comerciales entre EE./UU. y China

Además, el Gobierno debe repetir en 2026 el esquema de Notas Precapitalizadas (P-Caps) para que Pemex pueda reducir su deuda y contar con recursos para invertir en exploración, explotación y producción de crudo, añadió.

Pemex adeuda 430 mil millones de pesos a proveedores con Copade (sistema de facturación) y otros 400 mil millones sin Copade. Si no se paga a proveedores las empresas caerán en impago de impuestos y cuotas al IMSS, lo que repercutirá en una parálisis financiera en las economías locales, como Veracruz, Tabasco y Chiapas.

"Los 250 mil millones de pesos que detonará el esquema de Banobras no son recursos para proveedores, sino para invertir en proyectos de exploración y explotación", dijo el experto en la "Mesa de análisis técnico en torno al Plan Estratégico de Pemex", que organizó el Instituto Mexicano de Ingenieros Químicos (IMIQ).

Por la falta de pago a proveedores, agregó, las empresas que se reconocen por su calidad y responsabilidad ya no quieren contratarse con Pemex.

"Habrá que analizar a las empresas que sí quieren contratarse con Pemex sobre el tipo de tecnología y responsabilidad que tienen", añadió.

Por otra parte, el analista expresó que con el esquema de P-Caps el Gobierno ayudó a la empresa a reducir su deuda este año de 100 mil millones a 88 mil millones de dólares.

"Con otros 12 mil millones de dólares el próximo año, la deuda se reducirá a 76 mil millones de dólares, lo que permitirá tener más recursos para inversión", dijo Pech.

Por su parte, Francisco Barnés, especialista en energía, aseguró que el gran reto es que Pemex recupere la confianza de la iniciativa privada.

"La falta de pago a proveedores y los cambios jurídicos que se han dado desde la Administración anterior ha generado una desconfianza del sector privado que se llevará tiempo para que Pemex la recupere", agregó.

Calificó de positivo los esquemas financieros impulsados por el Gobierno para aliviar la deuda financiera de Pemex e incentivar la inversión en la petrolera.

Aun con todo esto, Pemex requiere una participación muy amplia en contratos mixtos en petróleo y gas, de lo contrario no podrá mantener la producción contemplada en el Plan, expuso.

"Eso significa que se requiere tener la certeza jurídica de que los proyectos son viables y se cumplirán con las reglas. El gran reto es tener la capacidad de ejecución de estos proyectos", aseguró Barnés.

Pech dijo que Pemex debe contar con más recursos para incrementar su producción de crudo y gas natural.

Al cierre del primer semestre de este año, 75 por ciento de los recursos para exploración y explotación ya se agotaron, lo que significa que sin los contratos mixtos no habrá trabajos en estas áreas.

"Si a Pemex no se le da el dinero suficiente, los contratos mixtos servirán para explorar y explotar, pues el presupuesto no le alcanza y debe juntarse con la iniciativa privada", expuso.

Pemex está reduciendo su producción y esto se debe a que ha cerrado pozos pero no los está sustituyendo por nuevos, dijo.

El año pasado había 6 mil 354 pozos, cuando en 2018 había alrededor de 10 mil, expuso.

"Para 2035 se prevé que se requieran entre 120 mil millones y 150 mil millones de dólares para poder hacer frente a las necesidades energéticas del País", afirmó.

Los futuros del Brent ganaban 64 centavos, o 1 por ciento, a 67.48 dólares el barril, cerca de máximos de dos semanas, y los del West Texas Intermediate (WTI) mejoraban 65 centavos, o un 1 por ciento, a 63.36 dólares.

Ambos contratos avanzaron más de 1 por ciento ayer.

Rusia dijo el miércoles que los intentos de resolver las cuestiones de seguridad relacionadas con Ucrania sobre la guerra sin la participación de Moscú son un "camino a ninguna parte".

"Si los esfuerzos de la Casa Blanca se traducen en un cese de las hostilidades en Ucrania y Rusia vuelve de forma gradual al redil internacional, será bajista para el mercado del petróleo. Pero por ahora el suelo del precio del Brent a vigilar se mantiene en 65 dólares el barril", dijo Gaurav Sharma, analista independiente.

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció un arancel adicional del 25 por ciento sobre los productos indios a partir del 27 de agosto debido a sus compras de petróleo ruso, que representan casi 35 por ciento de sus importaciones petroleras totales.

Dada la incertidumbre sobre los avances hacia el fin de la guerra en Ucrania, ha resurgido la posibilidad de que se endurezcan las sanciones a Rusia, provocando un sentimiento alcista entre los operadores, dijo Tamas Varga, analista de PVM Oil Associates.

Mientras tanto, los inventarios de petróleo en Estados Unidos cayeron en 6 millones de barriles la semana pasada, a 420.7 millones de barriles, según indicó el miércoles la Administración de Información de Energía estadunidense, frente a las expectativas de un sondeo de Reuters para una reducción de 1.8 millones de barriles.

Si bien la gran reducción indica un aumento de la demanda, el alza de los niveles de petróleo en Cushing sugiere que la demanda subyacente puede ser más suave y que la reducción fue mayor en parte debido a un mayor funcionamiento de las refinerías y el aumento de las exportaciones, dijo Ashley Kelty, de Panmure Liberum.

El cartel de países productores cree que los peores temores de una guerra comercial sin cuartel se han despejado en las últimas semanas, y ha elevado su previsión de crecimiento global para este año al 3%. "A medida que la economía mundial se acerca al final de 2025, la incertidumbre ha disminuido tras el firma de acuerdos comerciales entre Estados Unidos y la UE, Japón, Corea del Sur, Indonesia, Filipinas, Camboya y Tailandia, además de los acuerdos previamente alcanzados con el Reino Unido y Vietnam", enumera.

En un contexto de caída de los precios el barril de Brent, de referencia en Europa, cotiza a 65 dólares, un 20% menos que hace 12 meses, la OPEP sitúa a China, la India y a otros países asiáticos como las zonas donde más crecerá la demanda en 2026, frente a la atonía de Europa y Rusia, donde las tasas de aumento serán mínimas.

Pese a que el presidente de EE UU, Donald Trump, llegó a la Casa Blanca con un mensaje muy favorable a aumentar la producción de petróleo y llenar "hasta el tope" las reservas estratégicas de crudo, los pronósticos de la OPEP indican "un menor impulso en las actividades de perforación" en Estados Unidos. También en otros productores fuera del grupo, donde la oferta crecerá menos. Eso facilitaría a priori, el plan de la OPEP de bombear más barriles para recuperar cuota de mercado, tras años de recortes destinados a mantener a flote los precios.

La Administración de Información Energética estadounidense (EIA, por sus siglas en inglés), ya indicó en junio que la producción del país disminuiría en 50.000 barriles diarios a finales de 2026, hasta situarse en 13,37 millones de barriles al día, su primera disminución desde 2021, cuando la pandemia afectó a la producción. El entorno de bajos precios del petróleo está desincentivando la inversión, lo cual ha reducido el número de plataformas en 33 en las últimas seis semanas, hasta 442, el nivel más bajo desde octubre de 2021. Otras lecturas más favorables insisten, en cambio, en que la producción de crudo de esquisto, más compleja porque los pozos se deterioran más rápido, está aguantando sorprendentemente bien la caída de los precios en los mercados internacionales, y se está volviendo más eficiente en costes.

La versión ampliada del cartel la llamada OPEP+, que también incluye a Rusia está en otra fase, la de ampliar su producción. Y podría anunciar nuevos incrementos en su reunión del próximo 7 de septiembre, cuando revisará su política de bombeos. El organismo, con sede en Viena y liderado por Arabia Saudí, acordó el 5 de julio aumentar la producción en 547.000 barriles por día en agosto, acelerando aún más los aumentos de producción en su primera reunión desde los ataques israelíes y estadounidenses a Irán, que provocaron violentos vaivenes en el precio del barril. Con los últimos incrementos, la organización ha revertido ya los recortes voluntarios de 2,2 millones de barriles diarios puestos en marcha en 2023.

El mercado estará también muy atento a lo que suceda el viernes en el cara a cara entre Donald Trump y su homólogo ruso, Vladímir Putin, que se reunirán en Alaska para hablar de la guerra en Ucrania. Cualquier atisbo de desescalada podría seguir haciendo caer los precios del petróleo, al interpretar el mercado que mejoran las garantías de suministro energético. Por el contrario, un fiasco que trajera de nuevo a la mesa la posibilidad de nuevas sanciones supondría posiblemente un encarecimiento del precio del barril.

Aunque Pemex aún no publica la lista oficial de campos, sí delineó la arquitectura general del modelo. De acuerdo con anuncios recientes y explicaciones de directivos, se trata de asociaciones en las que la empresa estatal conserva la titularidad y control operativo. Mientras que los privados aportan inversión, tecnología y asumirían parte de los riesgos a cambio de una retribución ligada al desempeño.

Rasgos principales del esquema

Participación privada mínima: el diseño prevé que los socios puedan tener hasta 40% de participación económica en los proyectos. Bajo un modelo de servicios con incentivos y/o de utilidad compartida, manteniéndose Pemex como operador y dueño de las asignaciones.

Enfoque en campos con rápido impacto: prioriza activos maduros y desarrollos brownfield (rehabilitación, compresión, manejo artificial, mejoras de recuperación), además de proyectos en aguas someras con infraestructura disponible, para acelerar barriles.

Pagos ligados a desempeño: las contraprestaciones estarán ancladas a metas de producción y eficiencia, con penalizaciones por incumplimiento y bonos por excedentes, buscando alinear incentivos sin ceder propiedad de reservas.

Gobernanza y transparencia: Pemex ha dicho que usará procesos competitivos y reglas de "mejores prácticas". (Métricas de contenido nacional, integridad y divulgación), en línea con el objetivo de sanear finanzas y recuperar credibilidad en mercados.

Calendario: la petrolera perfila convocatorias escalonadas; versiones de prensa señalan que 11 contratos tendrían documentación avanzada y 10 adicionales siguen en validación técnica. Campos estratégicos

Con los "Contratos de Desarrollo Mixto Identificados", Pemex estima recibir hasta 8,000 millones de dólares en pagos únicos por la adjudicación de los prospectos.

Los campos Ixachi, Bakte, Homol, Och, Tamaulipas Constituciones, Cinco Presidentes y Agua Fría  yacimientos que, por su potencial productivo y ubicación estratégica- han sido identificados como prioritarios para incrementar la producción nacional de crudo y gas.

El campo Ixachi, en Veracruz, es uno de los más relevantes por sus grandes reservas de gas y condensados. Mientras que Cinco Presidentes y Constituciones poseen un historial de producción petrolera en tierra firme. Tamaulipas, Och y Bakte están ubicados en zonas con alto potencial de hidrocarburos líquidos. Homol y Agua Fría cuentan con oportunidades para exploración adicional y desarrollo acelerado.

¿Por qué importan?

El giro ocurre mientras Pemex enfrenta presiones de deuda, declive natural en campos clave y necesidades de inversión. El nuevo esquema es visto por analistas como un intento de "término medio" entre rondas abiertas y contratos 100% de servicios, buscando capital y tecnología sin perder control estatal.

Lo que falta por conocer

Aún no está disponible públicamente el listado de los 21 activos, sus metas de producción, plazos, CAPEX objetivo ni matrices de riesgo. Pemex y la Secretaría de Energía deberán publicar bases de licitación, criterios de adjudicación y modelos de contrato, donde se sabrán duraciones, mecanismos de pago, contenido nacional, resolución de controversias y requisitos ambientales y de seguridad industrial.

Contexto adicional

Previo a este anuncio, se habló de 10 contratos piloto con un modelo "híbrido" para levantar producción con socios en áreas concretas. Lo que habría servido de base para la expansión a 21 prospectos.

Pemex abre una ventana para la inversión privada en un marco controlado por el Estado. El éxito del programa dependerá de la calidad contractual, la asignación de riesgos, los tiempos de ejecución y la certidumbre regulatoria que ofrezcan las bases cuando se hagan públicas.

En su reporte trimestral, Woodside Energy comunicó que finalizó la ingeniería detallada de la unidad flotante de producción y adquirió todo el equipo y materiales a granel.

Adicionalmente, se avanzó en la ingeniería detallada del buque flotante de almacenamiento y descarga (FSO). Cuya construcción está programada para comenzar en la segunda mitad de 2025. Asimismo, se progresó en el diseño, adquisición y fabricación del equipo submarino.

Meg ONeill, CEO de Woodside Energy, señaló que la empresa continuó demostrando excelencia operativa y ejecución de proyectos de clase mundial durante el segundo trimestre, con un enfoque en impulsar el crecimiento futuro y generar valor.

"Nuestro Proyecto Trion, en aguas mexicanas, está completado en un 35% y tiene como objetivo obtener el primer barril de petróleo en 2028. La construcción de la unidad flotante de producción avanza bien. Nos estamos preparando para iniciar la construcción del buque de almacenamiento y descarga en la segunda mitad de 2025. Esto demuestra que Woodside continúa cumpliendo sus compromisos, ejecutando múltiples proyectos de gran escala con un sólido desempeño en seguridad y control de costos", abundó.

Trion, el tercer proyecto de aguas ultra profundas más importante del mundo, contempla una inversión superior a 11,000 millones de dólares. Actualmente suma una inversión superior a 1,500 dólares. La primera producción de petróleo está contemplada hasta 2028. Se espera una producción máxima de 120,000 barriles diarios de aceite y 150 millones de pies cúbicos estándar por día de gas. Woodside Energy es el operador con una participación del 60% y Pemex posee el 40% restante.

Grupo Carso, conglomerado propiedad de Carlos Slim, el empresario más acaudalado de México y América Latina, reveló que Petróleos Mexicanos (Pemex) le debe más de 700 millones de dólares por servicios relacionados con la industria petrolera. Esta cifra representa una deuda acumulada por parte de la empresa productiva del Estado que, en algunos casos, lleva más de dos años sin ser pagada.

Durante una llamada con inversionistas, realizada con motivo del reporte financiero del segundo trimestre de 2025, Arturo Spinola, director general de Administración y Finanzas de Grupo Carso, señaló que la mayor parte de la deuda se concentra en servicios de perforación, soporte técnico y tareas integrales en campo, fundamentales para las operaciones upstream de Pemex.

Spinola puntualizó que una tercera parte de la cartera de Grupo Carso está comprometida con Pemex, lo que implica un riesgo financiero relevante para la compañía de Slim. Lo más preocupante, añadió el directivo, es que muchas de esas deudas ni siquiera están formalmente reconocidas por Pemex, lo que complica aún más su cobro.

Esta situación no es nueva. Pemex enfrenta una crisis de liquidez y una política de pagos diferidos que ha afectado a cientos de contratistas en los últimos años. En repetidas ocasiones, cámaras empresariales como Coparmex y asociaciones del sector han denunciado prácticas como solicitudes de moches para liberar pagos, procesos burocráticos opacos y falta de reconocimiento de adeudos ya devengados.

A pesar de que Grupo Carso ha sido uno de los principales aliados privados de Pemex, participando activamente en contratos de servicios integrales de exploración y producción, la falta de pagos ha encendido las alarmas incluso entre sus socios más sólidos. La revelación llega en un momento crítico para Pemex, cuya calificación crediticia está en entredicho, y justo cuando el gobierno federal anunció operaciones financieras extraordinarias para sostener sus obligaciones más inmediatas.

La deuda con Grupo Carso refleja el deterioro estructural de la relación de Pemex con sus proveedores y siembra dudas sobre su viabilidad operativa sin un cambio de fondo en su modelo financiero y contractual. La urgencia de una reestructura más transparente y eficiente es ineludible.

El gobierno federal se enfrenta a un problema que amenaza, como nunca, con contagiar la salud de las finanzas públicas, apuntó Arturo Carranza, especialista en el sector, quien recordó que la presidenta Claudia Sheinbaum anunció en semanas recientes un plan para transformar de manera integral a la empresa pública.

Partes de este plan ya se han dado a conocer, como el anuncio de Hacienda de emitir notas pre-capitalizadas que den a Pemex un alivio de entre 7 mil y 10 millones de dólares para fortalecer su posición financiera de cara a los vencimientos de deuda para este y el próximo año, agregó el especialista.

No obstante, los problemas de Pemex, financieros y operativos, son algo que se ha gestado por décadas, señaló antes de comentar que la petrolera mantiene una deuda financiera de más de 100 mil millones de dólares (alrededor de 2 billones de pesos), un adeudo con proveedores y contratistas por más de 20 mil millones de dólares (400 mil millones de pesos) y una caída sostenida en la plataforma de producción de hidrocarburos.

"Nadie puede negar que la medicina del paciente en este caso Pemex deberá aplicarse por más tiempo o ser, por el contrario, más fuerte", dijo Carranza. Consideró que las autoridades pueden optar por dos caminos: acelerar la aplicación de contratos mixtos y medidas financieras creativas, como la anunciada por Hacienda, o bien, considerar los contratos de exploración y producción a privados y reducir la onerosa carga que algunos negocios de la petrolera le generan.

Agregó que acelerar la puesta en marcha de contratos mixtos y medidas financieras creativas que le den liquidez a la empresa es un tipo de tratamiento moderado y a largo plazo, sin el riesgo de que se desmantele una empresa que aún es fuente de ingresos para el Estado.

El área de análisis de Intercam apuntó que la decisión de Hacienda de emitir bonos alivia presiones de liquidez a corto plazo y fue bien recibida por los mercados, pues se redujo la tasa que pagan los bonos de Pemex, pero no soluciona los problemas operativos de fondo, como la deuda total de la empresa pública, ni el adeudo con proveedores. Sólo en 2026 los vencimientos de deuda de la petrolera se elevan a cerca de 13 mil 600 millones de dólares.

Por separado, Alonso Romero, especialista en el sector energético, comentó que la operación que busca fortalecer la liquidez de la empresa pública responde a un financiamiento a corto plazo. En este año se vence un monto importante de la deuda en Pemex. De manera natural se pagará o se refinanciará en operaciones similares a este tipo y lo mismo para 2026 y 2027.

Comentó que es probable que este tipo de operaciones continúen, pues la petrolera también ha buscado el refinanciamiento de su deuda o ha hecho repagos.

Freno de mano

La operación anunciada por Hacienda no tiene un impacto inmediato en las finanzas públicas ni el balance de Pemex, a menos que se caiga en incumplimiento.

Primero, Eagle Funding emitirá deuda mediante las notas precapitalizadas, las cuales ofrecerán una tasa en que se evalúan los bonos del Tesoro más un extra. Con lo que el fideicomiso obtenga de esa emisión se comprarán los papeles estadunidenses y se le prestarán a Pemex con una comisión para que a su vez los venda en mercados secundarios y tenga liquidez para pagar a sus acreedores financieros.

Bajo el contrato previsto, luego de un tiempo, Pemex debe pagar a Eagle Funding los bonos prestados o su equivalente en dólares y la comisión. Sólo en caso de que la petrolera no pueda remunerar, el gobierno federal (Hacienda) emitirá bonos gubernamentales UMS a 2030.

En los primeros seis meses de la administración del presidente Donald Trump, la mezcla pierde 13% por la expectativa de un impacto de la política arancelaria estadounidense en el consumo de hidrocarburos.

En los mercados internacionales, los precios del petróleo cerraron el lunes con pocos cambios. Los participantes esperan que las últimas sanciones europeas al petróleo ruso tengan un impacto mínimo en los suministros.

La Unión Europea aprobó un paquete de sanciones contra Rusia por la guerra de Ucrania, que también apunta a la india Nayara Energy, exportadora de productos petrolíferos refinados a partir de crudo ruso.

Cabe recordar que, a mediados de junio los precios de petróleo subieron a máximos de cinco meses. Sin embargo, los precios borraron todas sus ganancias después del cese al fuego entre Israel e Irán.

En este contexto, de acuerdo con Pemex, el precio de la mezcla mexicana de exportación perdió 0.25% para cerrar en 63.50 dólares el barril. La mezcla perdió 1.60% en la semana pasada

Desde el 20 de enero (73.13 dólares), cuando Donald Trump regresó a la Casa Blanca, la mezcla pierde 13%. El lunes 5 de mayo cerró en 53.41 dólares, en ese momento, su menor cotización desde abril de 2021.

El 20 de junio, la mezcla cerró en 70.41 dólares el barril, su precio más alto de cinco meses (24 de enero). Se ubica 9.6% por debajo de esa cotización. En el primer semestre, la mezcla mexicana se replegó 7.74%.

En Londres, el contrato más activo del crudo Brent descendió 0.10% para cerrar en 69.21 dólares el barril. Mientras, en el mercado de Nueva York, el futuro del crudo WTI perdió 0.21% a 67.20 dólares el barril.

Desde que Donald Trump comenzó su mandato como presidente, el 20 de enero, el precio del crudo WTI ha caído 14% y el Brent ha retrocedido 15%.

Expectativas para el oro negro

Analistas de Wall Street predicen que los futuros del petróleo caerán por debajo de los 60 dólares por barril a finales de año. Mientras tanto, una encuesta realizada en junio entre 40 economistas y analistas por separado pronosticó que el precio promedio del crudo Brent cotizará en 67.86 dólares por barril en 2025, por encima de la previsión de 66.98 dólares de mayo.

En junio, la petrolera estatal entregó a las finanzas públicas de sus asignaciones 15 mil 459 millones de pesos (mmdp) por el DPB que, si bien representó un incremento de prácticamente 180 por ciento con respecto a los 5 mil 538 mmdp del mismo mes del año anterior, también es cierto que sus aportaciones bajaron un 21 por ciento desde febrero de este año cuando reportó 19 mil 586 mmdp.

Cabe recordar que con la reforma constitucional en materia energética de 2024 y las reformas y modificaciones a las leyes secundarias de 2025, la carga fiscal de Pemex en términos de derechos se modificó y simplificó, eliminando los Derechos de Exploración de Hidrocarburos (DEXPHI) y de Extracción de Extracción de Hidrocarburos (DEXTHI), para transformar igualmente el Derecho por la Utilidad Compartida (DUC) en el DPB.

Es pertinente también recordar que en junio de 2024, Pemex no entregó el pago correspondiente al DUC, al igual que no lo hizo en julio, agosto y septiembre de ese año.

Aportaciones privadas siguen bajas

Del lado de las operadoras privadas las aportaciones también se mantienen bajas. En junio entregaron en conjunto 2 mil 756 mmdp, unos 126 millones menos, o una diferencia de 4.3 por ciento, comparado con el mismo mes de 2024.

De hecho, es el segundo monto más bajo en lo que va del año.

En descenso aportaciones al erario

Las cifras arriba expuestas se reflejan en una baja recaudación para las finanzas públicas. En el sexto mes, la industria petrolera aportó 18 mil 246 mmdp que, de hecho, es la más baja de este 2025.

Esta recaudación se quedó 4 mil 832 mmdp por debajo de los 23 mil 78 millones esperados por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) para ese mes; esto es, obtuvo 79 por ciento de lo programado.

El principal problema financiero de Petróleos Mexicanos (Pemex) no está en la extracción de crudo, sino en su proceso de refinación. En 2024, el área de Pemex Transformación Industrial encargada del refinado acumuló pérdidas por 585,000 millones de pesos, convirtiéndose en el mayor lastre financiero de la empresa productiva del Estado. Esta situación es considerada insostenible por especialistas como Óscar Ocampo, coordinador de Energía del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), quien señala que refinar se volvió un objetivo de política pública desvinculado de la eficiencia económica o la verdadera seguridad energética.

Ocampo explica que, dadas las condiciones actuales del sistema nacional de refinación, resulta más rentable exportar petróleo crudo que refinarlo en el país. Esta paradoja refleja no solo un uso ineficiente de los recursos públicos, sino una visión errada de lo que significa lograr soberanía energética: perseguir la autosuficiencia en gasolina sin considerar los costos financieros ha sido contraproducente.

Además, la producción de crudo por parte de Pemex también está por debajo de lo proyectado. Mientras el plan era alcanzar los 1.8 millones de barriles diarios, la cifra real ronda los 1.6 millones, lo cual limita aún más la capacidad de alimentar el sistema de refinación y afecta los ingresos por exportaciones.

Un ejemplo claro del desequilibrio en el modelo de refinación es la refinería Olmeca, en Dos Bocas, inaugurada en 2022 y oficialmente operativa desde mediados de 2024. A pesar de su alto costo de construcción, en mayo de 2025 procesó apenas 114,900 barriles por día, es decir, 33.8% de su capacidad instalada. Esto muestra que no sólo es caro refinar, sino que ni siquiera se está aprovechando la infraestructura construida para este fin.

El caso de la refinación es un reflejo de una estrategia energética que priorizó símbolos políticos sobre la rentabilidad y la sostenibilidad financiera. Mientras el resto del mundo busca eficiencia y transición energética, Pemex continúa hundiendo recursos en una actividad que, bajo el esquema actual, consume más de lo que aporta. Si no se replantea esta estrategia, la petrolera seguirá atrapada en un ciclo de pérdidas que compromete su futuro y el de las finanzas públicas del país.

Petróleos Mexicanos (Pemex), una de las petroleras más endeudadas a nivel mundial, ha utilizado más de la mitad de su línea presupuestaria aprobada para este año en apenas cinco meses, de acuerdo con los datos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).

La información de la dependencia, a cargo de Edgar Amador Zamora, mostró que entre enero y mayo de este año se le han transferido a Pemex, vía la Secretaría de Energía (Sener) 91,300 millones de pesos.

Este monto de recursos públicos representa 67% de los recursos que fueron aprobados para este año en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF), que ascienden a 136,000 millones de pesos.

De acuerdo con declaraciones pasadas de funcionarios hacendarios, la línea presupuestaria es sólo una solución transitoria para la empresa pública, esto ante su complicada situación financiera.

"(La línea presupuestaria) es una solución transitoria. No vemos que sea una solución permanente, es muy importante que en el corto o mediano plazos la empresa genere recursos para cumplir con sus obligaciones", dijo Edgar Amador Zamora, titular de la Secretaría de Hacienda.

Con las transferencias a Pemex, el erario público ha obtenido menores recursos por el petróleo, señaló la organización México Evalúa.

Petróleos Mexicanos (Pemex), una de las petroleras más endeudadas a nivel mundial, ha utilizado más de la mitad de su línea presupuestaria aprobada para este año en apenas cinco meses, de acuerdo con los datos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).

La información de la dependencia, a cargo de Edgar Amador Zamora, mostró que entre enero y mayo de este año se le han transferido a Pemex, vía la Secretaría de Energía (Sener) 91,300 millones de pesos.

Este monto de recursos públicos representa 67% de los recursos que fueron aprobados para este año en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF), que ascienden a 136,000 millones de pesos.

De acuerdo con declaraciones pasadas de funcionarios hacendarios, la línea presupuestaria es sólo una solución transitoria para la empresa pública, esto ante su complicada situación financiera.

"(La línea presupuestaria) es una solución transitoria. No vemos que sea una solución permanente, es muy importante que en el corto o mediano plazos la empresa genere recursos para cumplir con sus obligaciones", dijo Edgar Amador Zamora, titular de la Secretaría de Hacienda.

Con las transferencias a Pemex, el erario público ha obtenido menores recursos por el petróleo, señaló la organización México Evalúa.

"Los ingresos que aportó Pemex a la Federación sumaron 109,900 millones de pesos, pero el Gobierno le devolvió 91,320 millones de pesos vía transferencias. Así, el Estado terminó con ganancias de sólo 18,600 millones de pesos, apenas 4.9% de la renta petrolera".

Amortizaciones

El motivo por el cual Pemex ha usado de manera importante su línea presupuestaria se debe al pago de amortizaciones de deuda, indicó César Rivera, investigador del Centro de Investigación Económica y Presupuestaria (CIEP).

Recordó que, al cierre del primer trimestre del año, la deuda de la petrolera asciende a poco más de 2 billones de pesos y la empresa, en busca de disminuirla, ha realizado las amortizaciones correspondientes.

"Todo está relacionado a la parte de las amortizaciones. De acuerdo con lo que mencionaron en su reporte pasado, el pago es para las amortizaciones ancladas a largo plazo. Es parte de su estrategia financiera para este año", indicó.

Al tercer trimestre del año, Pemex ha destinado 299,100 millones de pesos, de los cuales la línea presupuestaría cubrió 30 por ciento.

Ingresos y gasto de la petrolera cayeron

El informe de Hacienda mostró que, a mayo, tanto los ingresos como el gasto de la petrolera, a cargo de Víctor Rodríguez Padilla, reportó caídas de dos dígitos en su comparación anual.

En los primeros cinco meses del año, Pemex ejerció un gasto de 234,285 millones de pesos, lo cual representó una caída de 22.1% anual.

De esta manera, el gasto de Pemex cayó en todos sus rubros salvo el que se denomina como "otros gastos", donde hubo un incremento de 16% anual.

Del lado de los ingresos, éstos sumaron 265,332 millones de pesos, lo que representó una caída anual de 34.6 por ciento.

En los mercados internacionales, los precios del petróleo cerraron con pizarras positivas, tras los reportes de ataques con drones a campos petrolíferos en Irak.

Las autoridades señalaron a las milicias respaldadas por Irán como la probable fuente de los ataques de esta semana en los campos petroleros del Kurdistán iraquí, aunque ningún grupo se ha atribuido la responsabilidad.

Por el momento, la producción de crudo en la región semiautónoma del Kurdistán se ha reducido drásticamente entre 140,000 y 150,000 barriles por día. Lo que representa más de la mitad de la producción normal de la región, de aproximadamente 280,000 bpd.

Cabe recordar que, a mediados de junio los precios de petróleo subieron a máximos de cinco meses, después de que Estados Unidos atacó las instalaciones nucleares de Irán a mediados de junio. Sin embargo, los precios borraron todas sus ganancias después del cese al fuego entre Israel e Irán.

En este contexto, de acuerdo con Pemex, el precio de la mezcla mexicana de exportación ganó 1.33% para cerrar en 63.75 dólares el barril. Ayer concluyó en su menor precio desde el 1 de julio.

Antes, el 20 de junio, la mezcla cerró en 70.41 dólares el barril, su precio más alto de cinco meses (24 de enero). En el primer semestre, la mezcla mexicaa se replegó 7.74%. Desde el 20 de enero (73.13 dólares), cuando Donald Trump regresó a la Casa Blanca, la mezcla pierde 12%. El lunes 5 de mayo cerró en 53.41 dólares, en ese momento, su menor cotización desde abril de 2021.

En Londres, el contrato más activo del crudo Brent ascendió 1.46% para cerrar en 69.52 dólares el barril. Mientras, en el mercado de Nueva York, el futuro del crudo WTI perdió 1.75% a 67.54 dólares el barril.

Desde que Donald Trump comenzó su mandato como presidente, el 20 de enero, el precio del crudo WTI ha caído 13% y el Brent ha retrocedido 14%.

Expectativas para el oro negro

Analistas de Wall Street predicen que los futuros del petróleo caerán por debajo de los 60 dólares por barril a finales de año. Mientras tanto, una encuesta realizada en junio entre 40 economistas y analistas por separado pronosticó que el precio promedio del crudo Brent cotizará en 67.86 dólares por barril en 2025, por encima de la previsión de 66.98 dólares de mayo.

Se llevó a cabo el Foro Latinoamericano de Refinación, Petroquímica y Energías de la Transición LARPET 2025, un evento donde expertos, autoridades y académicos tanto nacionales como internacionales dialogaron sobre los retos y oportunidades del sector energético en México y América Latina.

La Senadora Laura Itzel Castillo, Presidenta de la Comisión de Energía del Senado de la República fue quien inauguró dicho foro mencionando que la Ley de planeación y Transición Energética, la Ley de Combustibles y La Ley de Geotermia, son las más importantes para conversar en este evento.

"Antes del 2018 se importaba el 80% de combustibles y el otro 20% se producía en México, ahora es al revés, se produce el 80% y se importa el 20", mencionó.

Industry & Energy Magazine estuvo durante el discurso de bienvenida de la Senadora al destacar que la planta de Puerto Peñasco, que tendrá capacidad de 1000 MW, será la más importante de Latinoamérica y la quinta a nivel mundial.

En el Foro LARPET 2025, varios expertos destacaron la importancia de invertir en exploración y explotación de petróleo, como Julio Cesar Rentería Sandoval, Director General de CATEC quien dio a conocer que Brasil al día de hoy produce arriba de 3 millones de barriles de petróleo diarios, mientras que Argentina aumentó su producción en 145% gracias al yacimiento de Vaca Muerta y Colombia alcanzó los 700 mil por día; a comparación de México, el cual tuvo una reducción de 52% en su producción petrolera en 2024.

Chile: referencia en la transición energética

Durante la conferencia magistral El rol estratégico de las empresas públicas en la creación de valor para el Estado y la sociedad, presentada por la Dra. Laura Albornoz Pollman, presidenta del Comité de Contratos y Proyectos del Directorio de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile, compartió que más del 60% de las energías en la nación chilena viene de fuentes limpias, pero aseguró que sería un error pensar que ya lograron la transición energética.

"La transición energética en el mundo no es un evento, es un proceso, es una disputa de poder y de intereses; y no será posible sin regulación, inversión, diálogo entre autoridades y privados (&) Estamos más forzados a exportar más materiales críticos, para la transición energética", mencionó.

Aseveró que las economías emergentes no llegarán a sus metas de energías limpias para 2030, ya que hace falta demasiada infraestructura para facilitar el proceso de energías renovables; además, declaró que no debe haber castigos para quienes quieren dejar los combustibles fósiles.

Un dato que no dejó pasar fue que más del 44% de combustibles que se usan en Chile son importados, lo que representa una inversión mayor a los 13,500 millones de dólares.

Albornoz Pollman mencionó que Chile cuenta con 12 yacimientos de litio, lo suficiente para potenciar la energía nuclear. Estas acciones se dan en el marco del impulso de la Empresa Nacional del Litio, un proyecto estatal chileno que busca participar activamente en la explotación de dicho elemento en el país, a través de la creación de una nueva empresa estatal o mediante la participación en asociaciones público-privadas con empresas existentes como Codelco y Enami.

Algunas de las autoridades que estuvieron en el discurso de inauguración fueron Juan M. Díaz, presidente de Industria Petroquímica CANACINTRA; Marco A. Mendez, Presidente Nacional de UMAI; María E. Barrera, Presidenta Nacional de CONIQQ; Dra. Laura Albornoz Pollman, presidenta del Comité de Contratos y Proyectos del Directorio de ENAP; Julio C. Rentería, Director General de CATEC; Dra. Elizabeth Mar Juárez, Directora General del IMP; V.M. Betty Soto, Viceministra de Innovación y Transición Energética de República Dominicana; Víctor H. Martínez, Presidente Nacional del IMIQ; Dra. María O. Noquez, Representante de SQM; Lorenzo J. Parres, Presidente de CMIQP y Eugenio Floresgómez, Director General de Sulzer Chemtech.

Pemex, que arrastra una deuda superior a 404 mil millones de pesos con proveedores y contratistas, se convirtió en una prioridad para Claudia Sheinbaum, quien presentó un plan para fortalecer y reorganizar la empresa con una visión a 15 años.

"Estamos trabajando en una transformación profunda de Pemex, muy profunda. En unas tres semanas se podrá presentar lo que este proceso significa y lo que representará hacia adelante", expresó en conferencia de prensa del 11 de julio.

Según el columnista de El Financiero, Atzayaelh Torres, el plan de Claudia Sheinbaum contempla eliminar áreas con funciones duplicadas en las subsidiarias de Pemex, reorganizar algunas de ellas e incluso crear nuevas estructuras.

El objetivo sería convertir a la petrolera, ahora bajo la dirección de Víctor Rodríguez Padilla, en una empresa más eficiente y con menor carga financiera para el erario público.

Esto contrasta con la administración de Andrés Manuel López Obrador, durante la cual Pemex recibió más de 1.1 billones de pesos en apoyos fiscales para mantenerla flote. A pesar de esos recursos, la empresa cerró su sexenio con una pesada carga financiera, incluyendo adeudos superiores a 6 mil millones de dólares con proveedores.

Pemex plantea eliminar direcciones y gerencias para aligerar su estructura

Atzayaelh Torres señaló que el plan de Sheinbaum contempla la eliminación de una dirección, diez subdirecciones, siete coordinaciones y 34 gerencias dentro de las empresas subsidiarias de Pemex.

"La 4T pondrá a dieta a Pemex: eliminará áreas con funciones duplicadas dentro de las subsidiarias y reorganizará otras. El objetivo es que deje de costarle dinero al erario público", se lee en su columna.

La reestructura impactará áreas estratégicas como Administración y Servicios, Jurídica, Finanzas, Planeación y Auditoría Interna. El recorte también se extenderá a las principales subsidiarias. Pemex Exploración y Producción será objeto de ajustes.

Lo mismo ocurrirá con Pemex Transformación Industrial, responsable del proceso de refinación y considerada la unidad con mayores pérdidas. En tanto, Pemex Logística no solo será reorganizada, sino que asumirá un papel más central al concentrar funciones que antes estaban distribuidas en otras áreas, las cuales verán reducido su margen de operación.

Uno de los ejes más relevantes de la nueva estructura es la creación de la Dirección de Comercialización, área en la que el equipo de Sheinbaum pone especial atención para definir su diseño y alcances.

Esta nueva dirección tendrá como objetivo centralizar y coordinar las ventas de todas las subsidiarias de Pemex, con el fin de evitar esfuerzos dispersos y avanzar hacia una operación más integrada. La medida busca corregir una de las principales fallas operativas de la petrolera: la falta de alineación entre sus distintas unidades de negocio.

"Al adelgazar a Pemex, lo que el gobierno busca es tener una visión completa de la cadena de valor, lo que principalmente permitirá una mayor transparencia interna sobre el flujo de dinero que genera, y el que recibe por transferencias estatales", detalla el columnista.

¿Qué comentó Sheinbaum acerca de su plan para Pemex?

La presidenta señaló que desde 1992, Pemex se fragmentó en diversas subsidiarias, un proceso que se agravó en 2013 con la creación de 40 filiales, lo que, en su opinión, debilitó a la empresa.

Explicó que el nuevo plan busca consolidar una estructura vertical que integre todas las operaciones desde la exploración hasta la comercialización de combustibles en una sola entidad, retomando así el modelo organizativo que aplican otras petroleras a nivel mundial.

"¿Qué quiere decir verticalmente? Pues que desde la exploración hasta la venta de gasolina es una sola empresa. No tiene por qué haber tantas. Con cuentas claras, pero es una sola empresa".

"Ninguna empresa petrolera del mundo tenía la organización que tenía Pemex, ninguna. Todas están verticalmente integradas, con cuentas claras entre producción y refinación. Desde lo primero hasta lo último, así funcionan", concluyó Sheinbaum.

En los mercados internacionales, los precios del petróleo cerraron con números rojos, por las medianas expectativas de la demanda de hidrocarburos.

El aumento de los inventarios de combustible en Estados Unidos y la preocupación por el impacto económico general de los aranceles contrarrestaron las señales de un mayor consumo de crudo en China.

La guerra arancelaria encabezada por el presidente estadounidense Donald Trump continuó inquietando a los mercados. Mientras, la Comisión Europea prepara posibles represalias si las conversaciones con Washington no logran un acuerdo comercial para la Unión Europea.

Antes, el presidente Donald Trump dio a Rusia un plazo de 50 días para poner fin a la guerra en Ucrania o sufrir aranceles del 100%. Ese escenarioofrece la oportunidad de negociar un alto el fuego y volver a una situación mejor que la actual.

Cabe recordar que, a mediados de junio los precios de petróleo subieron a máximos de cinco meses, después de que Estados Unidos atacó las instalaciones nucleares de Irán a mediados de junio. Sin embargo, los precios borraron todas sus ganancias, después del cese al fuego entre Israel e Irán.

En este contexto, de acuerdo con Pemex, el precio de la mezcla mexicana de exportación perdió 0.36% para cerrar en 62.91 dólares el barril. Se trata de su menor precio desde el 1 de julio.

Antes, el 20 de junio, la mezcla cerró en 70.41 dólares el barril, su precio más alto de cinco meses (24 de enero). En el primer semestre, la mezcla mexicaa se replegó 7.74%. Desde el 20 de enero (73.13 dólares), cuando Donald Trump regresó a la Casa Blanca, la mezcla pierde 13%. El lunes 5 de mayo cerró en 53.41 dólares, en ese momento, su menor cotización desde abril de 2021.

Mercado internacionales

En Londres, el contrato más activo del crudo Brent descendió 0.28% para cerrar en 68.25 dólares el barril. Mientras, en el mercado de Nueva York, el futuro del crudo WTI perdió 0.21% a 66.38 dólares el barril.

Tanto el Brent como el WTI subieron en junio por segundo mes consecutivo, en torno al 6 y 7% respectivamente. No obstante, en el primer semestre del 2025 el Brent cayó 9.42% y el WTI perdió 7.22%.

Desde que Donald Trump comenzó su mandato como presidente, el 20 de enero, el precio del crudo WTI ha caído 14% y el Brent ha retrocedido 15%.

Expectativas para el oro negro

Analistas de Wall Street predicen que los futuros del petróleo caerán por debajo de los 60 dólares por barril a finales de año. Mientras tanto, una encuesta realizada en junio entre 40 economistas y analistas por separado pronosticó que el precio promedio del crudo Brent cotizará en 67.86 dólares por barril en 2025, por encima de la previsión de 66.98 dólares de mayo.

A las 4:50/a.m. hora de la CDMX, los futuros del Brent subían 17 centavos, o un 0.3%, a 68.69 dólares el barril, y los del West Texas Intermediate en Estados Unidos (WTI) ganaban 35 centavos, o un 0.5%, a 66.73 dólares.

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, afirmó que las cartas notificando a los países más pequeños sus tarifas arancelarias saldrán pronto, y también se refirió a las perspectivas de un acuerdo con China sobre drogas ilícitas y un posible pacto con la Unión Europea.

"Los precios a corto plazo (están) abocados a permanecer volátiles debido a la incertidumbre sobre la escala final de los aranceles estadounidenses y el impacto resultante en el crecimiento global", dijo Ashley Kelty, analista de Panmure Liberum, añadiendo que es probable que los precios se asienten a un nivel más bajo a medio plazo.

El mercado petrolero también reaccionaba este jueves a un escenario de inventarios más ajustados, dijo John Evans, analista de PVM Oil Associates.

La semana pasada, la Agencia Internacional de la Energía afirmó que el aumento de la producción petrolera no está provocando un alza de los inventarios, lo que demuestra que los mercados están sedientos de crudo.

"El pensamiento petrolero se ha distraído de Oriente Medio y los recordatorios de los ataques de Israel a Siria y los ataques con drones a la infraestructura petrolera en el Kurdistán son oportunos y, una vez más, añaden un poco de efervescencia a los procedimientos", dijo Evans.

Los ataques con aviones no tripulados contra yacimientos petrolíferos en la región semiautónoma del Kurdistán iraquí han reducido la producción de crudo en hasta 150,000 barriles por día, según dijeron el miércoles dos responsables de energía.

Woodside Energy informó que el desarrollo del campo petrolero Trion, en asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex), ha alcanzado un avance del 25%. El proyecto, ubicado en aguas ultra profundas del Golfo de México, progresa conforme al calendario y presupuesto establecidos, de acuerdo con una declaración enviada a la agencia estadounidense ICIS.

Trion es uno de los proyectos más ambiciosos del país en materia de exploración y producción en aguas profundas. Se espera que inicie operaciones en 2028, con una producción estimada de 100 mil barriles diarios de petróleo crudo. Woodside Energy posee el 60% de participación en el proyecto, mientras que Pemex conserva el 40% restante.

Con una inversión total proyectada de 7,200 millones de dólares, Trion podría aumentar la producción nacional de petróleo en aproximadamente un 7% una vez que entre en operación. Además, se prevé que el desarrollo genere más de 10 mil millones de dólares en impuestos y regalías acumuladas para el Estado mexicano durante su vida útil.

Woodside destacó que el retorno esperado del proyecto supera sus objetivos de asignación de capital, lo que representa una oportunidad sólida tanto para sus accionistas como para el fortalecimiento de las finanzas públicas mexicanas.

Este proyecto es un ejemplo del tipo de colaboración entre empresas estatales y privadas que podría redefinir el modelo energético mexicano, en medio de un contexto de reforma y reestructuración de Pemex. Trion también representa una apuesta clave para diversificar la producción petrolera nacional y disminuir la dependencia de campos maduros en declive.

Petróleos Mexicanos (Pemex) activará este 2025 diez contratos de desarrollo mixto con empresas privadas para producir 69,400 barriles diarios de crudo, equivalente al 4.2% de su producción, y 609.5 millones de pies cúbicos de gas natural, es decir, el 13.4% de su producción total actual.

Este esquema forma parte de una estrategia para atraer inversión privada a proyectos sin recursos presupuestales asignados, pero con reservas certificadas y factibilidad técnica para adelantar la producción. De los 17 contratos considerados inicialmente, Pemex arrancará con 10: siete enfocados en producción de crudo y tres en gas natural.

El objetivo es alcanzar una plataforma de 1.8 millones de barriles diarios de petróleo y 4,500 millones de pies cúbicos de gas al día, mientras se fortalecen las finanzas de Pemex mediante bonos de firma. En total, los bonos de los 10 contratos sumarán 8,060 millones de dólares.

Destaca el contrato del campo Ixachi, en Veracruz, que requerirá un bono de 5,000 millones de dólares y ya cuenta con el interés de Grupo Carso. Otro campo relevante es Bakte, con un potencial de 33,600 barriles diarios y 392.8 millones de pies cúbicos diarios de gas, aunque aún sin empresa interesada.

Nueve compañías han mostrado interés en seis asignaciones, incluyendo Harbour Energy, Sinopec, Cheiron, Carso, Diavaz, Jaguar, 5M, Chame y CEIGSA. Las asignaciones abarcan campos terrestres como Madrefil-Bellota, Agua Fría, Cinco Presidentes, y otros marinos como Och y Homol, este último con bonos de hasta 350 millones de dólares.

También se incluye el contrato de alta complejidad técnica Pit-Ayab-Utsil, previsto para iniciar su producción en 2032.

La diputada federal Ariana Rejón Lara presentó un Punto de Acuerdo en la Cámara de Diputados exhortando al Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS) y al Sistema de Administración Tributaria (SAT) a implementar un esquema de condonación de intereses y suspender embargos fiscales contra empresas a las que Petróleos Mexicanos (Pemex) adeuda pagos. Esta iniciativa busca evitar que miles de proveedores, especialmente pequeñas y medianas empresas (PyMEs), colapsen financieramente ante la falta de liquidez generada por los retrasos de la paraestatal.

Respaldada por el diputado del PAN, Federico Döring, la legisladora detalló que la deuda de Pemex con contratistas alcanzó los 404 mil millones de pesos al cierre del primer trimestre de 2025, lo que representa un aumento del 260% respecto a 2018. Además, hay 50 mil millones de pesos más por servicios realizados que no han podido ser facturados por fallas en el sistema COPADES.

Rejón Lara advirtió que en Campeche, más de 50 proveedores ya han sido embargados por el SAT al no poder cumplir sus obligaciones fiscales por falta de pago, afectando el cumplimiento de nóminas y el bienestar de familias en Ciudad del Carmen, Veracruz y Tabasco. En esta última entidad, se documentan adeudos de 1,500 millones de pesos a 25 empresas.

La diputada denunció que el Estado actúa como deudor a través de Pemex y al mismo tiempo como sancionador mediante el SAT e IMSS, sin antes garantizar el pago a los proveedores. Por ello, pidió suspender temporalmente las acciones legales y otorgar una condonación que permita la continuidad de operaciones y proteja el empleo.

Finalmente, advirtió que no atender esta situación pone en riesgo la producción nacional de hidrocarburos, la recaudación fiscal futura y la estabilidad económica de regiones petroleras clave.

Estos obstáculos incluyen tasas de producción decrecientes, infraestructura obsoleta, complejidad en el mantenimiento, grandes volúmenes de datos no estructurados, mayores costos operativos e incluso riesgos ambientales y de seguridad. Estos puntos, a su vez, conducen a la discusión sobre la importancia de la modernización tecnológica en el sector.

Un escenario actual complejo

En la actualidad, existen yacimientos petrolíferos que operan con infraestructura y sistemas de control obsoletos, no compatibles con las tecnologías de automatización modernas. Lo que dificulta el monitoreo remoto.

Esta realidad crítica se extiende por toda la cadena de valor; en las operaciones on-shore, no se cuenta con la cantidad suficiente de sensores inteligentes ni sistemas SCADA actualizados, lo cual limita la visibilidad y detección de anomalías.

En operaciones off-shore, las plataformas enfrentan desafíos de corrosión y mantenimiento, requiriendo sistemas robustos para optimizar la producción y reducir riesgos. Las terminales de almacenamiento a menudo operan con equipos obsoletos, lo que compromete la seguridad y la eficiencia de inventario. En el transporte (ductos y buques), los sistemas rudimentarios dificultan la detección de fugas y la optimización del flujo, haciendo esencial la telemetría avanzada y la automatización.

Finalmente, en el procesamiento de gas y GNL, los equipos limitan la optimización en tiempo real y la gestión energética. Impactando la calidad y los costos operativos.

En todos estos segmentos, se observan desafíos como baja conectividad e instrumentación limitada, sin mencionar la necesidad de contar con modelos de gobierno de datos que permitan extraer información en tiempo real sin exponer las operaciones a amenazas: ataques de hackers y ransomware.

Sortear este escenario no es tan sencillo. Los desafíos de la transición a instrumentos inteligentes incluyen el costo, las preocupaciones sobre la seguridad de los datos. Y la necesidad de habilidades y capacitación especializadas, que aún faltan en muchas empresas del sector.

¿Cómo modernizar el sector del petróleo y el gas?

Teniendo en cuenta este contexto, es fundamental adoptar una estrategia de migración de activos que evalúe los equipos y procesos actuales. Que identifique áreas con oportunidades de modernización y cree un plan de integración completo, priorizando la modernización o reemplazo y conectando los sistemas obsoletos con la automatización.

La adopción de una metodología es crucial en la modernización de los sistemas de automatización industrial en el sector de petróleo y gas. Ya que cubre todas las etapas, desde la evaluación y planificación inicial hasta la implementación y el soporte posterior. Esto facilita, por ejemplo, realizar una migración por fases, permitiendo actualizaciones incrementales del sistema para reducir el tiempo de inactividad e interrupción de la producción.

Planificación e inversiones

En el proceso de modernización deben considerarse varios aspectos importantes, como la gestión de datos, la sostenibilidad y la eficiencia energética.

Para gestionar bien la información se requiere, a su vez, una integración total, dando como resultado, reportes de análisis avanzados que ofrezcan métricas de procesos, optimización de operaciones, y predicción de fallas. Esto es vital para cada segmento, desde la extracción en pozos hasta el transporte y procesamiento, permitiendo una toma de decisiones informada y ágil.

El sector también debe priorizar la sostenibilidad a través de la gestión energética, implementando sistemas de medición, monitoreo y verificación de carbono. Integrados a plataformas capaces de combinar datos de energía y producción que habiliten estrategias de optimización. Orientadas al consumo eficiente de energía y la reducción de huella de carbono.

Los esfuerzos de modernización aún deben dar cabida a la futura expansión de la industria y adaptarse a las tecnologías en evolución. Aunque el camino aún es largo, estamos frente a la oportunidad más prometedora para posicionarse de forma sólida en un mercado altamente competitivo y relevante para el desarrollo económico de toda Latinoamérica.

Petróleos Mexicanos (Pemex) inició formalmente el proceso para construir una nueva planta de fertilizantes en Poza Rica, Veracruz, con una inversión estimada de 1,553 millones de dólares. El proyecto, heredado del gobierno de Andrés Manuel López Obrador y respaldado por la actual presidenta Claudia Sheinbaum, fue registrado ante la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) a través de la Manifestación de Impacto Ambiental (MIA), publicada en la Gaceta Ecológica.

La Planta de Fertilizantes Escolín será construida en un periodo de 33 meses por la empresa portuguesa Mota-Engil, bajo un acuerdo integral que contempla ingeniería, construcción, financiamiento y operación. El complejo tendrá capacidad para producir diariamente 2,125 toneladas de amoniaco y urea, con lo que se busca cubrir la demanda máxima anual de urea en México y reducir la dependencia de importaciones.

Durante una gira en febrero, Sheinbaum reafirmó su compromiso con el rescate de la petroquímica nacional, destacando la importancia de este tipo de inversiones para el desarrollo industrial y agrícola del país. Según el documento técnico de Pemex, la planta también producirá AdBlue, un aditivo ambiental para motores diésel.

El proyecto incluye unidades de producción, zonas de almacenamiento e instalaciones auxiliares de alta eficiencia energética, con una capacidad total estimada de más de 700,000 toneladas anuales. Se estima que durante su construcción y operación se generarán entre 3,000 y 5,000 empleos.

La instalación busca consolidar a Poza Rica como un nodo estratégico para la industria del sureste, fortalecer la autosuficiencia alimentaria del país y apoyar los objetivos de Pemex Transformación Industrial (PTI) en materia de fertilizantes.

Petróleos Mexicanos (Pemex) enfrenta una de las crisis más severas de su historia, con una deuda financiera de 101,065 millones de dólares y adeudos a proveedores que superan los 404,000 millones de pesos. En este contexto, Carlos Slim Helú, el empresario más acaudalado de México, plantea una estrategia radical para evitar que la petrolera colapse y pierda su viabilidad operativa.

Durante su participación en el Día del Ingeniero, Slim propuso una solución estructural centrada en dos ejes: reorientar el gasto hacia la producción de petróleo en lugar de exploración y permitir una mayor participación de empresas privadas en la extracción de crudo. Según el magnate, esta estrategia no sólo ayudaría a Pemex a generar ingresos inmediatos, sino que también permitiría compartir riesgos y acelerar resultados sin comprometer más recursos del Estado.

Slim enfatizó que la inversión privada debe superar el 20% del PIB para impulsar el crecimiento económico. Criticó los actuales niveles de inversión (20-22%) como insuficientes para atender necesidades estructurales como la infraestructura energética.

La estrategia de Slim también contempla aprovechar el marco del nuevo Plan Nacional de Energía impulsado por la presidenta Claudia Sheinbaum, el cual abre espacio a esquemas de inversión mixta con Pemex. Slim, a través de Grupo Carso, ya participa activamente en campos estratégicos como Lakach y Zama, lo que refuerza su posicionamiento dentro del sector.

Más allá del petróleo, Slim advirtió que también es urgente modernizar la red eléctrica nacional para hacer frente a la creciente demanda incluyendo la que generan los centros de datos impulsados por inteligencia artificial, y propuso una inversión nacional intensiva con impacto en crecimiento, empleo y bienestar social.

El Gobierno federal busca, de manera urgente, un balón de oxígeno para la abultada deuda de Pemex, cifrada en más de 120.000 millones de dólares. De acuerdo con fuentes allegadas al plan emergente, el refinanciamiento plantea el contar las líneas de crédito del Banco Mundial y de bancos globales como Deutsche Bank. La iniciativa pasa por complejos esquemas de factoraje en el que los bancos comprarán deuda de Pemex, respaldada por el Gobierno mexicano, con descuentos y estos financiamientos se destinarán, principalmente, para pagar a los proveedores de la petrolera. En el caso de la deuda financiera, el debate se centra en si la Secretaría de Hacienda podrá absorber una parte de la deuda o seguirá la línea del sexenio anterior solo con capitalizaciones directas a favor de la paraestatal. Este año, la petrolera recibió del Gobierno federal una línea presupuestaria de 136.000 millones de pesos, unos 7.200 millones de dólares, para cubrir sus pasivos a corto plazo.

Pemex es la petrolera más endeudada del mundo. El saldo total de su deuda llegó a 101.000 millones de dólares, a marzo pasado. Un lastre al que se debe sumar el impago a los proveedores por casi 20.000 millones de dólares. En este plan están trabajando, a marchas forzadas, la secretaria de Energía, Luz Elena González, el secretario de Hacienda, Edgar Amador, y el director de la petrolera, Víctor Rodríguez Padilla. El asunto no es menor, dados los saldos financieros por cubrir para los próximos seis años. En 2025, la paraestatal pagará 6.400 millones de dólares de deuda a corto plazo y, al final del sexenio, la suma llega a 47.100 millones de dólares.

Con miras a esta cirugía mayor, que tendrá que contar con el aval de bancos, fondos y del Gobierno, la presidenta de México, Claudia Sheinbaum, adelantó escuetamente esta semana que ya se está diseñando una hoja de ruta que dé viabilidad a Pemex durante los próximos 15 años. "Estamos trabajando en una transformación profunda de Pemex, muy profunda. Es una visión de aquí, por lo menos, a 2040. De cómo Pemex va a seguir explotando petróleo, gas, petroquímica y otras acciones, en cómo va a garantizar sus contratos de servicio y en cómo va a garantizar sus contratos mixtos" declaró esta semana en Palacio Nacional.

Desde el inicio de su mandato, Sheinbaum ha puesto en marcha un plan de reestructura operativa y fiscal para la petrolera estatal para sanear sus finanzas y el declive de su producción petrolera. La verticalidad operativa ha sido uno de los pilares de esta reestructura con la eliminación de empresas filiales, reducción de nómina y alivio fiscal a través de la creación de un solo impuesto para la petrolera. Pese a estos esfuerzos, la petrolera continúa en números rojos: sus pérdidas financieras rebasaron los 43.300 millones de pesos, unos 2.300 millones de dólares, según su reporte financiero enviado a la Bolsa Mexicana de Valores.

Pemex batalla, además, para pagar alrededor de 20.000 millones de dólares a sus empresas de servicios petroleros. Al borde del colapso, los proveedores han amenazado con dejar de trabajar para Pemex si no les comienzan a cubrir los adeudos. De acuerdo con medios locales, miles de empleos se han perdido ya en los Estados petroleros como Campeche, Tabasco y Veracruz. La Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros (Amespac) ha asegurado que, si la llave de pago de Pemex no se abre, el sector estará en una parálisis este mes.

El sueño de soberanía energética, planteado desde el sexenio anterior de Andrés Manuel López Obrador, aún parece lejano. Pese a las transferencias millonarias que ambos gobiernos han inyectado a la petrolera, por más de un billón de pesos, la paraestatal continúa siendo la petrolera más endeudada del mundo. En los últimos 20 años, Pemex ha pasado de ser un líder regional con una extracción de más de tres millones de barriles diarios a requerir de las transferencias gubernamentales para hacer frente a sus compromisos operativos y financieros.

Tres años después de su inauguración, la refinería Olmeca, conocida como Dos Bocas, continúa enfrentando retrasos, fallas técnicas y problemas operativos. Según un informe de Pemex enviado a la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC), la refinería estuvo inactiva durante dos meses de diciembre de 2024 a febrero de 2025 debido al suministro de crudo que no cumplía con los estándares requeridos.

Aunque Dos Bocas fue diseñada para procesar crudo pesado, el hidrocarburo enviado por Pemex tenía altos niveles de sal y agua, lo que lo hizo inutilizable. Expertos del sector señalan también la falta de certificaciones y las deficiencias en instalaciones como causas adicionales del paro técnico.

Actualmente, la refinería opera apenas al 18.4% de su capacidad de 340 mil barriles diarios, lo que indica que aún se encuentra en fase de pruebas y no en plena operación industrial. Esta situación ha tenido consecuencias económicas significativas para Pemex, que reportó una pérdida de 43 mil millones de pesos en el primer trimestre de 2025. Además, el costo del proyecto ya superó los 20,959 millones de dólares, más del doble del presupuesto inicial de 8 mil millones.

Expertos como Marcial Díaz (QUA Energy), Gonzalo Monroy (GMEC) y Ramsés Pech (Caraiva y Asociados) coinciden en que Dos Bocas aún está lejos de convertirse en una fuente confiable de refinación. Mientras tanto, Pemex continúa con obras y pruebas en la instalación, enfrentando el reto de mejorar la calidad del crudo, obtener certificaciones completas y lograr que la refinería opere de forma rentable y eficiente.