La empresa estadounidense Sempra anunció la venta de una participación del 45% en Sempra Infrastructure Partners por 10 mil millones de dólares en efectivo, como parte de una operación que también contempla una expansión de 14 mil millones de dólares en su proyecto de gas natural licuado (GNL) en Port Arthur, Texas.
La transacción involucra a KKR y al Canada Pension Plan Investment Board, quienes adquirirán parte de la unidad que gestiona activos de GNL, gasoductos y almacenamiento. Una vez concretado el acuerdo, un consorcio liderado por KKR asumirá el 65% de participación, mientras que Sempra conservará el 25% y la Autoridad de Inversiones de Abu Dabi mantendrá su 10% actual.
El acuerdo implica un valor de capital de 22,200 millones de dólares para la unidad de infraestructura de Sempra. La compañía estima que la operación agregará aproximadamente 20 centavos por acción a sus ganancias anuales a partir de 2027. El cierre está previsto entre el segundo y tercer trimestre de 2026.
Las firmas de capital privado han intensificado la adquisición de activos energéticos en medio de un aumento récord en el consumo de electricidad, impulsado por el crecimiento de centros de datos dedicados a operaciones de inteligencia artificial y el uso doméstico.
El Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas (IMEF) señaló que el rescate financiero a Petróleos Mexicanos (Pemex) podría superar los 3.3 billones de pesos, sin garantizar su autosuficiencia operativa en 2027. Gabriela Gutiérrez, presidenta del IMEF, indicó que entre 2013 y 2024 se han otorgado apoyos fiscales por 2.9 billones, además de emisiones recientes de deuda por 25,000 millones de dólares.
Según el IMEF, la meta de producir 1.8 millones de barriles diarios se aleja de la realidad, ya que actualmente Pemex alcanza apenas 1.4 millones. Las reservas son la mitad de las reportadas en 2012, lo que refleja una baja inversión en exploración y extracción, y limita el flujo operativo de la empresa.
Gutiérrez advirtió que los apoyos a Pemex y a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) presionan la calificación soberana de México. En este contexto, el IMEF también cuestionó la efectividad de los llamados “impuestos saludables” incluidos en el Paquete Económico 2026, como el aumento al IEPS en bebidas saborizadas y tabacos.
El instituto señaló que la demanda de estos productos es inelástica y que no hay evidencia de que los incrementos tributarios reduzcan el consumo. “Lo que realmente puede lograr beneficios para la salud pública son amplias campañas educativas en escuelas y familias”, afirmó Gutiérrez.
En cuanto a las proyecciones macroeconómicas, el IMEF ajustó su estimación de crecimiento para 2025 de 0.4% a 0.5%, y prevé un repunte de 1.3% en 2026. La inflación se mantendría en 4% y la tasa de política monetaria cerraría el año en 7.25%, dentro del rango objetivo del Banco de México.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el acuerdo que establece los lineamientos técnicos y administrativos para el balizado, los requisitos del código QR y el uso obligatorio de sistemas GPS en todas las unidades vehiculares que transportan petrolíferos, gas LP y petroquímicos por medios distintos a ductos en México.
El documento señala que el objetivo principal es garantizar la visibilidad, trazabilidad y legalidad de los vehículos dedicados al transporte y distribución de hidrocarburos, mediante el uso de tecnología digital y señalización permanente. También busca facilitar la supervisión por parte de la CNE y otras autoridades, así como combatir delitos como el robo de combustibles.
Entre las obligaciones para los permisionarios, se establece que todas las unidades —incluyendo pipas, tractocamiones, semirremolques y autotanques— deberán portar un balizado visible y permanente que incluya un código QR único e intransferible, emitido exclusivamente por la CNE. Este código deberá estar impreso en calcomanías reflejantes y ubicarse en zonas específicas del vehículo, conforme al reglamento.
El QR permitirá la verificación electrónica del permiso, la trazabilidad del producto, la legalidad de la unidad y su operador, así como la consulta de seguros vigentes, ruta y cantidad transportada. Parte de esta información será visible para la ciudadanía, mientras que el balance completo estará disponible para las autoridades a través del sistema digital SIRACP.
Además, el acuerdo establece que todas las unidades deberán contar con un sistema GPS activo y certificado, capaz de transmitir información en tiempo real bajo protocolos seguros y conservar los registros de geolocalización por al menos doce meses. La omisión o alteración del sistema será considerada falta grave y podrá ser sancionada.
Los plazos de implementación contemplan un máximo de quince días hábiles para la notificación de los códigos QR por parte de la Comisión, y veinte días hábiles para que los permisionarios con permisos vigentes implementen el balizado conforme a las especificaciones. Las nuevas unidades deberán cumplir con estos requisitos previo a su operación.
El cambio regulatorio que abrió el esquema de autoconsumo aislado en marzo de este año ha modificado las reglas del mercado eléctrico mexicano y acelerado la necesidad de que las empresas productivas replanteen su consumo de energía. A partir de esa modificación, Quartux presentó la “Iniciativa Independencia Energética Industrial”, un programa que ofrece a compañías grandes la posibilidad de generar electricidad limpia en sus propias instalaciones, reducir costos y asegurar continuidad operativa mediante proyectos llave en mano.
Mario Benitez, director de Innovación e Inteligencia para Mercado Eléctrico Mayorista de Quartux, explicó que con este cambio, la tramitología para nuevas instalaciones se reduce significativamente. “Veíamos que la generación distribuida estaba topada a 500 kW, y a partir de ahí tenías que sacar un permiso de generación que tenía trámites de, a veces, hasta tres años. Hoy lo que permite la regulación es sacar un permiso de manera expedita, prometiendo plazos menores a nueve meses”, puntualizó.
Para la compañía, esta iniciativa responde a una demanda concreta de diversas categorías. “El industrial siempre se pregunta, ¿Cómo puedo consumir energía eléctrica a un precio más económico, que me dé continuidad operativa y que además sea energía limpia?”, señaló Benítez. La posibilidad de instalar sistemas solares combinados con almacenamiento en sitio no solo permite acceder a energía más barata que la de la red, sino también contar con respaldo ante cortes eléctricos y avanzar en metas de descarbonización.
El directivo destacó que la convocatoria está pensada para sectores como consumo intensivo y operaciones permanentes. En otras palabras, es para cualquier empresa productiva en México. “Con productiva me refiero a que, principalmente, sean empresas que tengan operaciones 24/7: químicas, mineras, siderúrgicas, automotrices”, explicó.
Benítez precisó: “El principal requisito es que sea una industria mediano a grande. Cuando hablamos de mediano a grande podríamos decir que tenga una demanda superior a 1 MW promedio”. También es necesario contar con terrenos adecuados. “Para una instalación de 20 megas solares se necesitan 20 hectáreas. Muchos de los industriales a los que apunta este tipo de iniciativa son aquellos que tienen grandes extensiones de predio, como pueden ser las mineras y las automotrices”.
Financiamiento y modelo de operación
El esquema propuesto por la empresa abarca todas las etapas, desde permisos hasta operación y mantenimiento. “Quartux va a financiar al 100% estas soluciones desde el tema de la permisología que, como ya lo mencionaba, la regulación promete un fast track de seis a nueve meses. Después viene la parte de construir estos sistemas, tanto el fotovoltaico como el almacenamiento, y después la operación y mantenimiento de 10 años del sistema, que está completamente incluida en esta iniciativa”, explicó el especialista.
El modelo financiero se basa en los ahorros logrados por la empresa. “Con estas combinaciones de tecnologías estamos viendo 60 a 70% de disminución de su facturación eléctrica. De ese 60 a 70% que se va a ahorrar el industrial, se va a compartir los ahorros logrados. Si yo no ahorro, el industrial tampoco me tiene que pagar nada”, afirmó.
El directivo recalcó que se trata de un modelo ganar-ganar, en el que la eficiencia energética se traduce en beneficios compartidos. “Yo soy el principal interesado de operar y tener la mejor instalación en el industrial”, puntualizó.
Resiliencia y sostenibilidad
Uno de los pilares de la propuesta es la continuidad operativa, “principalmente con el sistema de almacenamiento. Ante cualquier intermitencia de energía eléctrica en la red, el sistema hace el respaldo para que no haya pérdidas de ningún tipo en el industrial”, indicó Benítez.
El directivo ejemplificó con el caso de un cliente: “Es una papelera bastante grande, donde antes de nuestro sistema de almacenamiento tenían entre 30 y 4 intermitencias al año. Cada parpadeo, así fuera milisegundos, todo se les quedaba trabajo y tenían que meter ocho horas mano a los rodillos para reanudar operaciones. Tenían pérdidas de producción superiores a 4 millones de dólares. Y nuestro sistema completo valía 4 millones de dólares, entonces nada más en respaldo tenían un retorno de inversión de un año”, reveló.
A lo anterior se suma un incentivo adicional para las compañías participantes: la obtención del certificado I-REC (International Renewable Energy Certificate). Este reconocimiento internacional acredita que la energía consumida por las empresas proviene de fuentes renovables, lo que no solo fortalece su posicionamiento ambiental y su cumplimiento en estándares ESG, sino que también genera ventajas competitivas al abrirles puertas en cadenas de suministro globales, atraer inversionistas con criterios de sostenibilidad y cumplir con regulaciones y compromisos corporativos internacionales.
Además de la continuidad operativa, la iniciativa incorpora un componente ambiental. “Estamos trabajando esta iniciativa con un aliado estratégico que es Bono2, una plataforma digital que tiene las mediciones de emisiones de CO2. En esta iniciativa va a incluir de forma completamente gratuita este software para que las 20 empresas seleccionadas puedan contabilizar sus emisiones de CO2 de alcance uno y dos”, señaló.
La combinación de tecnologías también optimiza la huella de carbono. “Vamos a reducir en gran porcentaje estas emisiones de CO2 con la producción solar administrada al cliente. Además, la batería ahorra por sí sola también al cargarse de la red en un momento en donde hay menos composición fósil. Después, el industrial al consumir la energía de la batería que previamente cargó a una hora con mayor composición fósil, aporta una evasión importante de emisiones”, explicó.
En términos regulatorios, la propuesta se integra plenamente a la evolución del sector. “La ley está impulsando mucho a que los industriales volteen a ver las soluciones en sitio más que únicamente consumir energía de la red eléctrica. Esta parte le brinda mucha estabilidad a la red eléctrica y mucha resiliencia también al consumidor industrial”, apuntó Benítez.
Al cierre, el directivo dirigió un mensaje a los tomadores de decisión: “Cualquier industrial que ya tiene una planta operando, o que va a poner a operar una planta, debe tener una pregunta siempre en la cabeza: ¿de qué forma puedo ser más competitivo?, ¿de qué forma puedo adquirir energía eléctrica más económica y limpia?, y ¿de qué forma puedo tener seguridad operativa, resiliencia operativa? Esta iniciativa responde a estas tres preguntas”, concluyó.
La Cámara Mexicana de la Industria del Transporte Marítimo (Cameintram) reiteró su llamado al gobierno federal para acelerar el pago de adeudos que Petróleos Mexicanos (Pemex) mantiene con cerca del 90% de sus empresas afiliadas, conformadas principalmente por pequeñas y medianas navieras. La falta de liquidez ha llevado al sector a un punto crítico, con riesgos directos en la producción, mantenimiento y seguridad de operaciones petroleras.
“Solicitamos se acelere el esfuerzo de la estrategia de pagos a través de Banobras, para evitar consecuencias en la industria petrolera del país”, señaló la Cameintram en un comunicado. Las empresas afectadas proveen servicios esenciales como logística, obra marina y transporte especializado, utilizados por Pemex para el movimiento de plataformas y distribución de productos.
El Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos (Banobras) busca canalizar recursos mediante un fondo de 250,000 millones de pesos, del cual al menos la mitad sería financiada por la banca de desarrollo. Aunque Pemex y otras dependencias han comenzado a contactar a los equipos financieros de las empresas para explicar el nuevo esquema de pagos, el sector exige mayor celeridad en su implementación.
La cámara advirtió que los recursos de las navieras están casi agotados, lo que compromete el pago de personal especializado y el mantenimiento de unidades de perforación y embarcaciones técnicas. “Recordamos a Pemex que el personal a bordo es, por contrato, gente especializada”, subrayaron.
Según datos oficiales, el adeudo total de Pemex con proveedores y contratistas supera los 430 mil millones de pesos, lo que ha encendido alertas en diversos organismos empresariales por el impacto que esta situación representa para las Pymes del sector energético.
La petrolera colombiana Ecopetrol planea ampliar su presencia en Brasil, el mayor productor de petróleo de América Latina, mediante una estrategia centrada en yacimientos terrestres. Mientras empresas como Petrobras han enfocado sus operaciones en megayacimientos en aguas profundas, Ecopetrol considera que existen oportunidades en zonas onshore poco exploradas.
“Creemos que el territorio terrestre brasileño tiene un gran potencial, especialmente en lo que respecta al gas natural”, afirmó Jorge Martínez, director de operaciones de Ecopetrol en Brasil, durante una entrevista en Río de Janeiro. La empresa busca aprovechar su experiencia en campos terrestres colombianos para posicionarse en segmentos menos atendidos del mercado brasileño.
Actualmente, Ecopetrol colabora con Petrobras en el desarrollo del proyecto Sirius, el mayor yacimiento de gas natural marítimo descubierto en Colombia. Si se confirma su viabilidad comercial, podría triplicar las reservas nacionales y contribuir a reducir el déficit energético del país. Petrobras actúa como operador principal del proyecto.
La estrategia de expansión también contempla fusiones y adquisiciones con empresas que adquirieron activos terrestres durante el programa de desinversión de Petrobras, implementado por su anterior administración. Ecopetrol evalúa estas alianzas como vía para incrementar su producción y diversificar sus reservas en el mercado brasileño.
La Refinería Olmeca, ubicada en Paraíso, Tabasco, fue reconocida con el tercer lugar en el Premio Internacional a la Excelencia en Proyectos IPMA 2025, en la categoría de megaproyectos, durante la ceremonia celebrada en Berlín, Alemania. El galardón destaca la planeación, ejecución y eficiencia operativa del complejo, considerado uno de los más relevantes en el ámbito energético global.
El proyecto, desarrollado por Petróleos Mexicanos (Pemex), forma parte del Sistema Nacional de Refinación (SNR) y es el único diseñado para procesar 100% de petróleo crudo Maya (+/- 22° API). Su infraestructura incluye 17 plantas de proceso con tecnología avanzada, orientadas a la producción de combustibles con altos estándares de calidad, como gasolina Pemex Magna, Pemex Premium, Diésel Ultra Bajo Azufre (DUBA), Diésel Ecológico (DECO), Coque, Azufre, gas LP y Propileno.
De acuerdo con Pemex, el reconocimiento refleja el trabajo de los equipos técnicos y operativos que participaron en la construcción y puesta en marcha del complejo. “Este logro representa un paso firme hacia la consolidación de nuestra soberanía energética”, señaló la empresa en su comunicado oficial.
La Refinería de Dos Bocas también se distingue por ser la única en México que produce Diésel Ecológico, utilizado para abastecer a la Península de Yucatán y como combustible para el Tren Maya, lo que refuerza su papel en proyectos estratégicos de movilidad y transición energética.
El premio otorgado por la International Project Management Association (IPMA) posiciona al proyecto mexicano entre los más destacados del mundo en términos de gestión de infraestructura energética, en un contexto donde la eficiencia y la innovación son clave para enfrentar los retos del sector.
En los últimos meses, el tema de los controles volumétricos para hidrocarburos y petrolíferos ha tenido un boom, debido a la extensión gubernamental de la obligación para contar con ellos a todos los usuarios que almacenen o utilicen para usos propios o autoconsumo petrolíferos o gas natural derivado de su actividad.
Y parece que era algo necesario si, como ha dicho ONEXPO, uno de cada tres litros que se distribuyen en México es ilegal. O como lo mencionó El Universal el pasado 12 de agosto, en cuanto a que Pemexpierde cada día 56.7 millones de pesos por el robo de combustibles, y que en el primer semestre del año, el Gobierno federal decomisó 41 millones de litros de combustibles, recuperando mil millones de pesos en productos, lo que equivale tan solo a un 10% de las pérdidas.
Y es que las empresas particulares, mexicanas y extranjeras, han aprovechado la incipiente aplicación de la regulación y exigencia del cumplimiento de obligaciones en el rubro de los controles volumétricos, como es el sonado caso del decomiso de 15 millones de litros de diésel en Coahuila el pasado julio, en el cual la mexicana Ingemar, S.A. de C.V. y la estadounidense Belar Fuels Company, están siendo investigadas por la probable falsificación de documentos para ingresar al país más hidrocarburos de los que tienen autorizados.
En específico, parece que utilizaron facturas falsas, pedimentos de importación y fichas de embarques apócrifos para importar más cantidades de hidrocarburo que las que reporta, con el fin de evadir impuestos.
Sin embargo, las empresas privadas no son las únicas que pueden delinquir. De acuerdo con la “Alerta de FinCEN sobre los esquemas de contrabando de petróleo en la frontera suroeste de EE.UU. asociados a cárteles mexicanos”, publicada el pasado 1 de mayo por la Red de Control de Delitos Financieros (FinCEN) del Departamento del Tesoro de EE.UU., empleados de Pemex han facilitado la comisión del delito de huachicol:
“Los cárteles y sus huachicoleros principalmente obtienen petróleo crudo sobornando a empleados corruptos de Pemex y a funcionarios de gobiernos locales, aunque pueden utilizar otras tácticas para robar petróleo crudo de Pemex en todo México, incluyendo la perforación ilegal de tomas en oleoductos, robando en refinerías y amenazando a empleados de Pemex.”
Según muestra la referida Alerta de FinCEN, posterior a obtener ilícitamente el petróleo crudo de Pemex, los cárteles lo transportan a tanques de almacenamiento en territorios controlados por ellos mismos. Luego, el crudo se transporta en camiones cisterna a través de la frontera suroeste de Estados Unidos, etiquetado falsamente como “aceite de desecho” u otros materiales peligrosos relacionados con el proceso de refinado del petróleo y el gas natural. Tras cruzar la frontera de Estados Unidos, el petróleo crudo robado se entrega en terrenos baldíos de empresas estadounidenses antes de ser entregado finalmente a importadores estadounidenses cómplices y vendido en los mercados energéticos estadounidense y mundial.
Es por esa razón que se reconoce como un gran avance la asignación de un presupuesto de 23 mil mdp para controlar el volumen y detectar desviaciones o pérdida de hidrocarburos a través del Plan Estratégico 2025-2035 de Pemex, publicado el pasado 5 de agosto.
Con ese presupuesto se pretende instalar equipos de última generación para medir y controlar la calidad de los productos, así como la implementación del sistema informático “Unidad Central de Control”, que se integrará de información a lo largo de toda la cadena de valor de Pemex.
Tal estrategia pretende incrementar el cumplimiento de los controles volumétricos establecidos por el SAT del 15% al 96% de 2025 a 2035, lo cual representaría una mejora del 81% en la gestión y supervisión volumétrica, según señala el documento.
Asimismo, se planteó invertir 10,967 mdp para mantener y calibrar de forma continua los sistemas de medición, de tal forma que exista certeza en los puntos de transferencia de custodia, lo cual garantizará la trazabilidad volumétrica que se necesita para detectar desviaciones y pérdidas no operativas en las diversas instalaciones petroleras.
Finalmente, se describió la implementación de un sistema digital de control para el acceso de autotanques a instalaciones de almacenamiento y diversas refinerías.
Sin embargo, consideramos necesario mencionar que la obligación para los sujetos que llevan a cabo actividades relacionadas con hidrocarburos y petrolíferos de llevar controles volumétricos entró en vigor en enero de 2022: hace tres años y medio.
Pero Pemex declara a través del Plan Estratégico que cumple en un porcentaje del 15%, y no solo eso, sino que prevé cumplir al 96% en diez años. ¡Diez años!
Entendemos que existen muchos factores que están relacionados con el robo de combustibles, pero podemos afirmar que –con base en los datos obtenidos por El Universal–, manteniendo las demás variables que afectan al fenómeno constantes, hoy en día existe un 15% de cumplimiento de la obligación de llevar controles volumétricos, y que hay una pérdida diaria por estos delitos de 56.7 mdp.
Entonces, si para establecer un parámetro, asumimos que el 100% de cumplimiento equivale a cero pérdida financiera (que es poco realista, pero lo usamos solo para generar este modelo), podemos dilucidar lo siguiente:
Conviene insistir en que los cálculos aquí presentados se realizan bajo el supuesto de que nada cambia en el entorno salvo el avance en el cumplimiento de los controles volumétricos. En ese sentido, este ejercicio no pretende ser una proyección oficial, sino una ilustración de la magnitud del costo de oportunidad que implica la lentitud del plan.
Bajo ese supuesto, el nivel actual de cumplimiento de 15% se traduce en pérdidas cercanas a 56.7 millones de pesos diarios, y aun con la inversión anunciada, el propio calendario de Pemex reconoce que se alcanzaría apenas un 96% de cumplimiento en 2035. Esto significa que durante los próximos diez años el país absorbería pérdidas acumuladas superiores a 129 mil millones de pesos, es decir, poco menos de cuatro veces lo que se planea invertir en la solución.
Como paréntesis, nos gustaría apuntar que, hace un año, los Resultados Preliminares al 30 de septiembre de 2024 de Pemex señalaban que el huachicol fiscal representa una variación entre lo exportado por Estados Unidos e importado en México de 40 millones de litros diarios de combustible. Si de esa cantidad calculamos la pérdida en recaudación de IEPS (tasa promedio de $5 por litro), el gobierno pierde alrededor de $200 millones diarios, lo que equivale a $73,000 millones al año.
¿Cómo es esto? ¿Se pierde más en impuestos que en el propio insumo o por qué esta inconsistencia en los números que ha provisto la propia empresa Pemex? La respuesta es fácil: a falta de controles volumétricos, Petróleos Mexicanos ni siquiera puede saber cuánto dinero está perdiendo el Estado mexicano, se trate de insumos o impuestos. Es más, nos atreveríamos a decir que, a causa de esta falta de cumplimiento, tampoco sabe cuánto produce a ciencia cierta. Fin del paréntesis.
En suma, el problema no es la inversión en sí misma, sino el tiempo excesivo que tomará implementarla, tiempo durante el cual las pérdidas de miles de millones de pesos seguirán creciendo.
Al respecto, si bien es cierto que no es un secreto que Pemex se encuentra en un bache financiero, con todas las viejas deudas a proveedores pendientes por pagar acumuladas, también es cierto que el fenómeno de robo de combustibles, que trae aparejado no solo pérdida de dinero, sino violencia y debilitamiento del estado de derecho, hace apremiante la implementación de las políticas públicas necesarias para erradicar el referido fenómeno.
A nuestro parecer, si la obligación de llevar controles volumétricos se implementó en 2022, para el año en que estamos ya debería haber un nivel de cumplimiento más homogéneo entre los sujetos obligados; y con mayor razón ahora que incluso las empresas que almacenen o utilicen para usos propios o autoconsumo deben contar con ellos, y con esto a veces estamos hablando de pequeños y medianos negocios, a los cuales se les está exigiendo invertir en sistemas de gestión, sistemas de medición y softwares funcionales y de seguridad.
Resulta desproporcional y poco consistente que la empresa del Estado más grande del país no sea evaluada conforme a piso parejo respecto de esos otros pequeños y medianos contribuyentes referidos, cuando ella tenía la obligación de cumplir tres años atrás.
Por esta razón, se considera que, si bien son de reconocer los esfuerzos y metas propuestas en el Plan Estratégico 2025-2035, los plazos propuestos para la implementación de los controles volumétricos deben acortarse, para establecer una situación de igualdad respecto de los demás sujetos obligados.
Para esto, el SAT deberá presionar con mayor intensidad a todos los sujetos obligados, sobre todo a aquellos que han tenido más de tres años para implementar los mecanismos que requiere la RMF vigente.
Además de lo anterior, estimamos que también vale la pena actualizar el marco regulatorio vigente por lo que hace a los controles volumétricos, con el fin de generar una política pública más eficaz y efectiva, que coadyuve en la prevención del robo de hidrocarburos.
En ese sentido, uno de los aspectos de esa mejora deberá consistir en elevar el nivel de las capacidades técnicas de expertos evaluadores (en entidades de acreditación) e inspectores (en unidades de inspección), así como la vigilancia por parte de la autoridad sobre el cumplimiento y mantenimiento de estos referentes, con el objeto de establecer un estándar mínimo que garantice la excelencia técnica y evite la corrupción en el sector, convirtiendo a los controles volumétricos en una medida confiable y blindada contra cualquier conflicto de interés.
En ambos casos, se debe garantizar la participación de especialistas que sean verdaderos peritos en la rama que van a evaluar. ¿Por qué el énfasis en esto? Porque hoy en día, los expertos técnicos de las entidades de acreditación, que se encargan de examinar a los aspirantes a inspectores, saben de todo un poco, pero no están verdaderamente especializados, lo que ha conllevado a que las capacidades técnicas de las unidades de inspección tampoco estén al nivel que haría eficaz a la política pública.
Lo anterior tiene como resultado la práctica de inspecciones flexibles a los contribuyentes por lo que hace a controles volumétricos y que todo el tema de los controles volumétricos sea, más que una medida capaz de elevar la recaudación y disminuir el robo de hidrocarburos, un mero trámite susceptible de ser pagado.
La estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) se negó a entregar los comprobantes de pago por los envíos de crudo y derivados a Cuba, realizados desde julio de 2023 a través de su filial Gasolinas Bienestar, al argumentar que se trata de una sociedad mercantil de derecho privado y, por tanto, no está obligada a transparentar dicha información.
La respuesta fue emitida tras una solicitud vía transparencia realizada por el diario El Universal. Pemex sostuvo que Gasolinas Bienestar no constituye una entidad paraestatal ni está sujeta a las disposiciones del artículo 117 de la Ley de la Empresa Pública del Estado. La empresa fue creada para evitar operar mediante PMI, su subsidiaria que comercia con Estados Unidos, y así no contravenir el embargo vigente sobre la isla.
El director de Transparencia Mexicana, Eduardo Bohórquez, afirmó que el argumento de Pemex contradice el artículo 6 constitucional. “No es por su carácter de empresa paraestatal o privada que se deba entregar la información, sino porque la razón social recibe o ejerce recursos públicos”, señaló. También advirtió que los acuerdos internacionales pueden tener implicaciones en la seguridad energética del país.
De acuerdo con reportes enviados por Pemex a la Comisión de Bolsa y Valores de EE.UU. (SEC), los envíos a Cuba alcanzaron entre 19 mil y 23 mil barriles diarios, con un valor total de 1,300 millones de dólares, equivalentes al 3.3% de las exportaciones totales de la empresa. En contraste, las ventas a Estados Unidos han caído 40% en dos años.
Analistas como Ana Lilia Moreno, de México Evalúa, señalaron que el uso de filiales privadas ha permitido a Pemex operar sin rendición de cuentas. “Es una más de las empresas creadas bajo el derecho privado que opacan información pública”, dijo, al recordar casos como PTI Infraestructura para la refinería de Dos Bocas y Gas del Bienestar, que tampoco han reportado resultados financieros positivos.
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