La Comisión Nacional de Energía (CNE) otorgó los primeros permisos oficiales como nuevo órgano regulador del sector energético en México, marcando un hito en la reconfiguración institucional del país en materia de hidrocarburos y electricidad.
Entre los primeros permisos emitidos por la CNE se encuentra una autorización, con el folio CNE/PL/2/EXP/ES/2025, para la actividad de expendio al público de petrolíferos en estaciones de servicio. Esta resolución se enmarca en el nuevo esquema regulatorio asumido por el organismo, que tiene como objetivo sustituir y consolidar atribuciones anteriormente dispersas entre distintas entidades.
La CNE, órgano sectorizado de la Secretaría de Energía (Sener), fue establecida con el objetivo de fortalecer la supervisión técnica, reducir la duplicidad de funciones y garantizar mayor transparencia en la cadena de valor de los energéticos.
El permiso expedido incluye anexos técnicos que detallan las condiciones operativas y las obligaciones del permisionario, en línea con los nuevos criterios de regulación establecidos por la Comisión. La emisión de este primer título también pone a prueba la capacidad operativa del Comité Técnico de la Comisión, responsable de dictaminar y aprobar actos jurídicos y administrativos clave para el sector.
Organizaciones civiles han solicitado al gobierno mexicano frenar de forma progresiva la quema rutinaria de gas —conocida como flaring— en zonas habitadas, debido a sus impactos ambientales y sanitarios. El Centro Mexicano de Derecho Ambiental (Cemda) y CartoCrítica dirigieron su petición a Pemex y a la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), al advertir que esta práctica ha aumentado en tierra firme, justo donde vive la población.
“Aunque su reducción es parte de compromisos internacionales, en México ha aumentado, sobre todo en tierra firme, justo donde habita la población”, señalaron ambas organizaciones. También exigieron establecer vigilancia ambiental y epidemiológica, así como garantizar atención médica especializada para las comunidades cercanas a los mecheros de la industria petrolera, donde se liberan contaminantes como benceno, óxidos de azufre y partículas ultrafinas.
El flaring permite a los operadores despresurizar equipos mediante la quema del exceso de gas, una medida originalmente concebida para emergencias. Sin embargo, su uso se ha generalizado. Según la Alianza Mexicana Contra el Fracking, el 70 % del gas producido en México está asociado a la extracción de petróleo y se quema diariamente. La organización sostiene que el problema “no es técnico, sino político y económico”, ya que se ha optado por desechar el gas en lugar de almacenarlo, procesarlo o transportarlo para otros usos.
En 2023, México se ubicó entre los diez países que más desaprovecharon gas metano a nivel mundial. Este compuesto tiene un potencial de calentamiento global 80 veces mayor que el dióxido de carbono, lo que agrava su impacto climático y representa un riesgo adicional para la salud pública.
Shell negó estar en conversaciones para adquirir a su competidora británica BP, tras la difusión de un informe que sugería la existencia de negociaciones preliminares entre ambas compañías. “Esto es pura especulación del mercado. No hay conversaciones en curso”, afirmó un portavoz de Shell.
En una declaración pública, la compañía precisó que no ha considerado activamente una oferta por BP, ni ha tenido contacto con dicha empresa para discutir una posible adquisición. La afirmación fue registrada conforme a la Regla 2.8 del Código de Adquisiciones del Reino Unido, lo que impide a Shell presentar una oferta formal durante los próximos seis meses, salvo bajo condiciones específicas.
El informe inicial generó una reacción inmediata en los mercados: las acciones de BP llegaron a subir hasta un 10 % en Nueva York, aunque posteriormente moderaron sus ganancias. Por su parte, las acciones de Shell registraron una caída cercana al 2.6 % durante la jornada.
La especulación se produce en un contexto de presión financiera sobre BP, que ha enfrentado años de bajo rendimiento y críticas por parte del fondo activista Elliott Investment Management.
México contará con un pabellón propio durante la Conferencia de las Partes (COP30), el evento climático más importante a nivel mundial, con el objetivo de recuperar visibilidad internacional y promover proyectos sustentables ante gobiernos, organismos multilaterales e inversionistas.
El espacio será coordinado por el consultor internacional Carlos Dehesa, en colaboración con representantes del sector empresarial, académico y ambiental. Entre los participantes se encuentran Coparmex, especialistas en ciudades inteligentes de ONU Hábitat, representantes de la Cámara Internacional de Comercio y universidades nacionales. “La última vez que México tuvo presencia en una COP fue en 2015; hemos perdido posicionamiento como país comprometido con el medio ambiente”, señaló Dehesa.
El Pabellón de México funcionará como punto de encuentro para exponer planes de acción climática, compartir experiencias con otros países y buscar mecanismos de financiamiento para iniciativas verdes. El proyecto, según sus promotores, ha sido recibido con apertura por parte del gobierno federal, en particular por instituciones como la Secretaría de Economía, la Semarnat y la Cancillería.
México y Brasil se encuentran entre los países de América Latina que generan mayores niveles de emisiones de gases de efecto invernadero, debido a su tamaño territorial e industrial. “Es crucial que México muestre lo que está haciendo en energía, sostenibilidad y turismo responsable. Hay avances que deben ser visibles”, añadió el consultor.
La COP30 se celebrará en Belém, Brasil, del 10 al 21 de noviembre de 2025, y reunirá a representantes de 196 países y más de 80 mil asistentes.
El gobierno de Estados Unidos, encabezado por Donald Trump, propuso realizar una venta de derechos de perforación de petróleo y gas en el Golfo de México el próximo 10 de diciembre, según informó la Oficina de Administración de Energía Oceánica (BOEM).
La subasta abarcaría 80 millones de acres —equivalentes a unos 324,000 kilómetros cuadrados— y sería la primera de tres contempladas en el programa quinquenal de perforación en alta mar aprobado durante la administración de Joe Biden, que incluyó el menor número de subastas de este tipo en la historia reciente.
La propuesta contempla la oferta de 15,000 bloques sin arrendar, ubicados entre 4.8 y 372 kilómetros mar adentro. El BOEM estableció un canon del 16.67%, el más bajo desde 2007, lo que ha generado cuestionamientos sobre los incentivos fiscales ofrecidos a la industria energética en un contexto de transición hacia fuentes más sostenibles.
“El petróleo y el gas en alta mar desempeñan un papel vital en la cartera energética de nuestro país, ya que el Golfo de América suministra 14% del petróleo producido en el país”, declaró Matt Giacona, subdirector principal del BOEM. El gobierno ha rebautizado recientemente esta región como el “Golfo de Estados Unidos”.
La venta se enmarca en un momento de alta volatilidad energética y geopolítica, con tensiones en Medio Oriente y fluctuaciones en los precios internacionales del crudo. Aunque el programa fue diseñado originalmente con un número limitado de subastas, la actual administración busca reactivar la exploración en alta mar como parte de su estrategia para reforzar la producción nacional de hidrocarburos.
Apenas unos 39 kilómetros de ancho en su punto más angosto, el Estrecho de Ormuz representa uno de los pasajes marítimos más estratégicos del planeta. Por este corredor transita aproximadamente el 20% del comercio global de petróleo y cerca del 25% de las exportaciones mundiales de gas natural licuado (GNL), consolidándolo como un verdadero cuello de botella para la seguridad energética global.
En un contexto internacional marcado por tensiones en Medio Oriente, amenazas de Irán y un mercado energético aún volátil por los efectos de la guerra en Ucrania y los esfuerzos de transición energética, un posible cierre –incluso temporal– del Estrecho de Ormuz tendría consecuencias profundas para los precios, las cadenas de suministro y la estabilidad geopolítica.
Este artículo explora la importancia estratégica del estrecho, examina los riesgos reales de su cierre y analiza las implicaciones globales para la seguridad energética, el comercio internacional y la arquitectura geopolítica emergente.
El Estrecho de Ormuz conecta el Golfo Pérsico con el Golfo de Omán y, por extensión, con el Océano Índico. Separa a Irán al norte de Omán y los Emiratos Árabes Unidos al sur. Su importancia radica en que es la única salida marítima para muchos de los mayores productores de petróleo del mundo, incluyendo Arabia Saudita, Kuwait, Irak, Catar y los Emiratos Árabes.
Según datos de la Agencia de Información Energética de EE.UU. (EIA), más de 17 millones de barriles de petróleo pasaron por el estrecho diariamente en 2023. Además, Catar –el mayor exportador mundial de GNL– también depende de esta vía para movilizar su gas.
Esto convierte al Estrecho de Ormuz no solo en una ruta comercial crítica, sino en una pieza clave en la estabilidad de los mercados energéticos globales.
Un cierre efectivo del Estrecho de Ormuz –aunque fuera por días o semanas– causaría un choque súbito en los precios del petróleo y el gas natural. Se estima que el barril de Brent podría superar los $150 USD en cuestión de días, según analistas de JP Morgan y Goldman Sachs, en ausencia de alternativas logísticas inmediatas.
Este aumento tendría un efecto dominó en la cadena global de suministros: los costos de transporte marítimo se incrementarían, las primas de seguros sobre cargamentos energéticos escalarían, y las industrias intensivas en energía (como la petroquímica, la manufactura pesada y la producción de alimentos) enfrentarían mayores costos operativos.
Ilustración 1. Precio de Crudo BRENT
Asimismo, el acceso limitado a gas natural licuado y derivados del petróleo afectaría directamente a países que dependen de la generación térmica para su sistema energético, como India, Japón o varios países del sudeste asiático. En estas economías, la cogeneración (gas + vapor) es crítica para la industria, por lo que los incrementos en el costo de la energía impactarían tanto en la competitividad industrial como en los precios al consumidor.
Ilustración 2. Precio de Gas Natural
El cierre del estrecho sería especialmente perjudicial para China y otras economías asiáticas que dependen en gran medida del petróleo crudo y el gas natural transportados a través de esta vía. Según estimaciones de la U.S. Energy Information Administration (EIA), el 84 % del petróleo crudo y el 83 % del gas natural licuado (GNL) que transitaron por el Estrecho de Ormuz en 2024 se destinaron a mercados asiáticos, principalmente China, India, Japón y Corea del Sur.
Ilustración 3. Cuellos de botella en la Península Arábica
Este nivel de dependencia energética convierte a Asia en una de las regiones más vulnerables ante disrupciones en el estrecho. Las consecuencias no se limitan al suministro energético doméstico, sino que se extienden a la industria manufacturera, la producción química, el sector tecnológico, y otros motores económicos regionales, los cuales sufrirían un incremento directo en los costos de operación debido al encarecimiento del combustible y la electricidad.
Asimismo, un incremento sostenido en el precio del crudo a nivel global tendría un efecto inmediato sobre la industria logística internacional. El transporte marítimo, terrestre y aéreo, altamente dependiente de los derivados del petróleo, enfrentaría aumentos en los costos de operación que se trasladarían al precio final de los productos. Esto afectaría la eficiencia de las cadenas de suministro y podría generar inflación generalizada, especialmente en economías importadoras netas de energía.
El cierre del estrecho no solo afectaría los precios de forma inmediata, sino que obligaría a los estados y empresas a redibujar su mapa de riesgos energéticos. Países como Arabia Saudita han invertido en oleoductos alternativos como el Petroline, que conecta sus campos del este con el Mar Rojo. Sin embargo, estas rutas no tienen la capacidad suficiente para reemplazar el volumen total que cruza por Ormuz.
Además, este tipo de amenazas podrían acelerar la transición hacia fuentes de energía renovable y el uso de tecnologías de almacenamiento de energía, no por razones ambientales, sino por razones de seguridad nacional.
El Estrecho de Ormuz expone una de las principales vulnerabilidades del sistema energético internacional: su dependencia de rutas marítimas estrechas y geopolíticamente frágiles. En respuesta, muchas economías están fortaleciendo sus reservas estratégicas, promoviendo acuerdos bilaterales de seguridad y desarrollando planes de contingencia logística.
No obstante, la resiliencia energética no puede limitarse al petróleo. Debe incluir la seguridad de las cadenas de suministro de gas, refinados, minerales críticos, y tecnologías renovables. La diversificación, la cooperación internacional y la inversión en infraestructura resiliente son hoy más urgentes que nunca.
En este contexto, los planes de resiliencia operativa se convierten en una prioridad estratégica para las organizaciones que integran la infraestructura crítica global. No se trata solo de mantener la continuidad de los procesos ante una interrupción, sino de transformar dichos procesos para que sean más eficientes, más precisos, y sostenibles en el largo plazo.
Aquellas empresas que adopten una visión proactiva basada en resiliencia, eficiencia y sostenibilidad estarán mejor posicionadas para competir y liderar en un entorno internacional altamente volátil e incierto. La capacidad de adaptarse con agilidad, optimizar el uso de recursos y garantizar la continuidad de servicios esenciales es hoy un diferenciador crítico.
En el caso de México, a pesar de contar con una producción de gas natural, la economía nacional depende en gran medida de las importaciones para cubrir su demanda interna. En 2024, las importaciones de gas natural desde Estados Unidos alcanzaron niveles récord, con un promedio de 6,537 millones de pies cúbicos diarios, según datos publicados por El Economista. Esta dependencia refuerza la necesidad de estrategias de seguridad energética integradas que contemplen tanto la producción nacional como la diversificación de fuentes y rutas de suministro.
El Estrecho de Ormuz expone una de las principales vulnerabilidades del sistema energético internacional: su dependencia de rutas marítimas estrechas y geopolíticamente frágiles. En respuesta, muchas economías están fortaleciendo sus reservas estratégicas, promoviendo acuerdos bilaterales de seguridad y desarrollando planes de contingencia logística.
No obstante, la resiliencia energética no puede limitarse al petróleo. Debe incluir la seguridad de las cadenas de suministro de gas, refinados, minerales críticos, y tecnologías renovables. La diversificación, la cooperación internacional y la inversión en infraestructura resiliente son hoy más urgentes que nunca.
En este contexto, los planes de resiliencia operativa se convierten en una prioridad estratégica para las organizaciones que integran la infraestructura crítica global. No se trata solo de mantener la continuidad de los procesos ante una interrupción, sino de transformar dichos procesos para que sean más eficientes, más precisos, y sostenibles en el largo plazo.
Aquellas organización que adopten una visión proactiva basada en resiliencia, eficiencia y sostenibilidad estarán mejor posicionadas para competir y liderar en un entorno internacional altamente volátil e incierto. La capacidad de adaptarse con agilidad, optimizar el uso de recursos y garantizar la continuidad de servicios esenciales es hoy un diferenciador crítico.
El Estrecho de Ormuz no es solo una vía marítima: es un termómetro de la estabilidad energética global. Su potencial cierre representa un riesgo estructural que requiere atención constante de gobiernos, corporaciones energéticas y organismos multilaterales.
Las represalias dados los hechos ocurridos desde el dia domingo 22 de Junio, más allá de ser exclusivamente militares, pueden manifestarse a través de mecanismos logísticos (geo-estratégicos), económicos o incluso cibernéticos. Este panorama exige una visión más integral de la gestión de riesgos energéticos y geopolíticos, donde la anticipación y la resiliencia deben estar en el centro de las decisiones estratégicas.
Más allá del impacto económico inmediato, el cierre del estrecho podría ser un catalizador para replantear la arquitectura energética: más descentralizada, más resiliente y menos vulnerable a los vaivenes geopolíticos. En un mundo interdependiente, asegurar el libre tránsito por Ormuz es mucho más que una prioridad regional. Es una garantía de estabilidad y seguridad para toda la economía global.
La refinería Olmeca, ubicada en Dos Bocas, Tabasco, continúa operando por debajo de su capacidad instalada, según los datos más recientes de Petróleos Mexicanos (Pemex). Durante mayo de 2025, la planta produjo 43,400 barriles diarios de gasolinas, lo que representa apenas el 25% de su capacidad total, estimada en 170,000 barriles por día. Aunque se registró un incremento mensual del 3%, el avance sigue siendo limitado frente a las metas planteadas desde su inauguración en 2022.
En contraste, la producción de diésel alcanzó los 50,200 barriles diarios, con un aumento mensual del 123%. Sin embargo, la producción total de gasolinas en las seis refinerías restantes de Pemex cayó 5%, situándose en 327,600 barriles diarios, cifra que cubre solo la mitad de la demanda nacional, estimada en 754,000 barriles por día.
El desempeño de Dos Bocas ha estado marcado por retrasos operativos y sobrecostos, con un presupuesto que pasó de 8,000 millones a más de 20,000 millones de dólares. La Agencia Internacional de Energía (IEA) prevé que la refinería alcance su capacidad máxima en 2026, aunque también anticipa que México podría convertirse en importador neto de petróleo hacia el final del actual sexenio.
La refinería forma parte de la estrategia del gobierno federal para lograr la autosuficiencia energética, una meta reiterada por la presidenta Claudia Sheinbaum. No obstante, Pemex enfrenta desafíos estructurales: su producción petrolera creció apenas 0.5% en mayo, mientras que su deuda asciende a más de 101,000 millones de dólares, la más alta entre las petroleras estatales a nivel global.
A pesar de un repunte del 3% en las exportaciones de crudo, la empresa continúa enfrentando adeudos con proveedores y contratistas, en un contexto de presión financiera y operativa. La refinería de Salina Cruz lideró el procesamiento de crudo en mayo, aunque el volumen total refinado por Pemex cayó 4% respecto al mes anterior.
Audentis Energy informó sobre intentos recientes de suplantación de identidad mediante el uso de un correo electrónico y dominio que no pertenecen ni están vinculados a la organización. La empresa advirtió que se han detectado comunicaciones fraudulentas que buscan hacerse pasar por su área de compras, lo cual representa un riesgo para sus operaciones y relaciones comerciales.
En su mensaje institucional, la compañía solicitó ignorar cualquier mensaje sospechoso que no provenga de sus canales oficiales y recomendó reportar este tipo de incidentes a través de sus medios de contacto autorizados. “Hemos activado las acciones correspondientes para proteger nuestras operaciones, marca y relaciones comerciales”, señaló.
Este tipo de prácticas se enmarca en un contexto creciente de fraudes digitales que afectan tanto a empresas como a usuarios, mediante el uso indebido de nombres, dominios o identidades corporativas. La suplantación de identidad puede derivar en pérdidas económicas, afectaciones reputacionales y riesgos legales. Audentis Energy reiteró su compromiso con la seguridad de la información y exhortó a su red de colaboradores y socios a mantenerse alerta ante cualquier intento de engaño.
Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) firmaron un Convenio General de Colaboración con el objetivo de fortalecer la investigación científica, el desarrollo tecnológico y la formación de talento especializado en el sector energético nacional. El acuerdo contempla estancias académicas, prácticas profesionales, servicio social y participación en proyectos estratégicos vinculados a las operaciones de la empresa productiva del Estado.
Durante la ceremonia, el director general de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, afirmó que el convenio será “un instrumento constructivo y transformador” que abrirá oportunidades para jóvenes, investigadores y trabajadores. Por su parte, el rector de la UNAM, Leonardo Lomelí Vanegas, destacó que la Universidad contribuirá activamente al desarrollo del país en un contexto donde la transición energética y el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales exigen soluciones interdisciplinarias.
El acuerdo permitirá desarrollar proyectos conjuntos en áreas como exploración, refinación, petroquímica, energías alternativas, eficiencia energética e ingeniería logística. También se prevé el intercambio de materiales científicos, la coedición de publicaciones técnicas y la suscripción de convenios específicos para cada iniciativa.
Ambas instituciones coincidieron en que la ciencia, la educación pública y el trabajo colectivo son pilares fundamentales para construir un México más justo, soberano y competitivo. El convenio estará vigente hasta 2030.
La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) advirtió que México podría convertirse en un importador neto de petróleo crudo para 2030, debido a una caída sostenida en su producción nacional. En su más reciente informe, el organismo proyecta que el país perderá alrededor de 680,000 barriles diarios, lo que reduciría su producción a 1.29 millones de barriles por día, la mayor disminución estimada a nivel global.
La demanda interna, estimada en 1.7 millones de barriles diarios durante el sexenio de la presidenta Claudia Sheinbaum, superaría ampliamente la oferta nacional. “Esto podría llevar al país a convertirse en un importador neto en cerca de 500.000 barriles diarios para 2030”, señaló la IEA. El informe también destaca que, pese a una breve estabilización entre 2021 y 2023, la reducción de inversiones durante la pandemia y la concentración en yacimientos terrestres y de aguas someras han limitado las opciones de crecimiento para Pemex.
La petrolera estatal enfrenta además una deuda financiera superior a los 101,000 millones de dólares, la más alta entre las compañías del sector a nivel mundial. Aunque existen proyectos clave como Trion, Zama y la expansión de Ku-Maloob-Zaap, la ventana de producción para algunos de ellos “se está agotando”, advirtió la agencia. A esto se suman los recortes presupuestarios, adeudos con proveedores y una reducción drástica en el número de plataformas activas, que pasaron de 50 a menos de 20 en seis meses.
En cuanto a la infraestructura de refinación, la IEA reconoció que la refinería Olmeca (Dos Bocas) podría representar un hito si logra alcanzar su capacidad total de 340,000 barriles diarios hacia 2026, aunque actualmente opera por debajo de ese nivel. El organismo concluyó que, incluso con avances en refinación, la caída en la producción nacional podría restringir el suministro de crudo pesado para refinerías clave en la región del Golfo de México.
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