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Red Tree Investments lidera subasta de matriz de Citgo

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Un juez federal estadounidense aprobó este lunes una oferta inicial de 3,700 millones de dólares presentada por Red Tree Investments, filial de Contrarian Funds, en el marco de la subasta de acciones de la matriz del refinador venezolano Citgo Petroleum. Este monto busca saldar deudas con acreedores y tenedores de bonos, de acuerdo con un documento emitido por la corte.

La oferta, recomendada por el funcionario judicial Robert Pincus, desató polémicas entre los 16 acreedores involucrados. Algunos la respaldaron debido a que incluye un acuerdo de pago con los tenedores de bonos emitidos por la estatal venezolana PDVSA, mientras que otros la consideraron insuficiente. Un grupo liderado por la minera Gold Reserve, que había propuesto un monto mayor de 7,100 millones de dólares, y abogados que representan a Venezuela, expresaron objeciones que fueron rechazadas por el juez Leonard Stark.

«La oferta de Red Tree constituye el mejor equilibrio entre los criterios de evaluación, que pueden resumirse en precio y certeza de cierre», declaró Stark, destacando que esta propuesta inicial tiene el potencial de fomentar la competencia. El juez también instruyó a Pincus establecer un plazo para recibir ofertas rivales, lo que llevará a la selección final de una propuesta durante la audiencia programada para julio.

En una subasta anterior realizada el año pasado, los acreedores habían rechazado una oferta de 7,300 millones de dólares presentada por una filial del fondo de inversión Elliott Investment Management, destacando lo complicado que ha sido alcanzar acuerdos en este proceso, que ya lleva ocho años discutiéndose en una corte de Delaware.

Se espera que la decisión de tomar la oferta de Red Tree como oferta base incentive nuevas propuestas, incluyendo un posible pago de hasta 3,000 millones de dólares a los tenedores de los bonos de PDVSA de 2020, los cuales están respaldados por acciones de Citgo.

México y UE refuerzan colaboración energética

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La titular de la Secretaría de Energía (SENER), Luz Elena González Escobar, sostuvo este martes una reunión con la Vicepresidenta Ejecutiva de la Comisión Europea, Teresa Ribera, y su equipo, en el marco de la búsqueda de estrategias comunes para una transición energética justa y sostenible.

Este diálogo destaca las coincidencias entre ambas regiones y subraya las oportunidades de colaboración en el ámbito energético, según lo compartido por González Escobar a través de su cuenta oficial de X, antes Twitter.

En el mensaje publicado, la secretaria de Energía expresó: “Sostuvimos un diálogo muy enriquecedor sobre nuestras coincidencias en el ámbito energético y las oportunidades de colaboración para una transición justa y sostenible. Este encuentro fortalece los lazos de cooperación entre México y la Unión Europea”.

El encuentro se centró en el diseño de estrategias para el desarrollo de energías renovables y la mejora de la eficiencia energética, con el objetivo de impulsar un modelo económico que priorice la sostenibilidad ambiental. Además, se discutieron posibles iniciativas para fomentar la inversión en infraestructura energética limpia, fortaleciendo el rol de ambos actores en el cumplimiento de objetivos climáticos globales.

SHCP publica reglas del nuevo Derecho Petrolero para el Bienestar

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La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) emitió las nuevas reglas para ajustar el valor de los hidrocarburos extraídos por Petróleos Mexicanos (Pemex), aplicables al cálculo del Derecho Petrolero para el Bienestar, vigente desde el 19 de marzo de 2025. Este impuesto, establecido en los artículos 39 y 40 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, contempla una tasa base del 30%, más una sobretasa variable según el precio del crudo.

De acuerdo con las reglas publicadas en el Diario Oficial de la Federación (DOF), si el precio del petróleo se encuentra por debajo de los 57.8 dólares por barril, Pemex pagará menos de la tasa del 30%. En contraste, si el precio supera dicho valor, el porcentaje será mayor.

La SHCP señaló que estas medidas buscan precisar y establecer el alcance en la forma de cálculo, así como el ajuste del impuesto. Según el acuerdo, “es necesario precisar los métodos que se utilizarán para determinar el derecho, asegurando claridad y transparencia”.

Además, Hacienda fortalecerá su supervisión administrativa, exigiendo a Pemex reportes anuales y trimestrales sobre inversiones, costos y gastos en cada campo de extracción, incluyendo proyecciones para los dos ejercicios fiscales siguientes. La dependencia también podrá requerir información adicional, como datos relacionados con devoluciones, descuentos o bonificaciones, que impacten el cálculo del impuesto.

Esta normativa introduce un nuevo nivel de control en el cálculo del Derecho Petrolero para el Bienestar, destacando la importancia de la transparencia fiscal en el sector energético mexicano. Pemex, como principal actor en este ámbito, deberá adaptarse a las exigencias de supervisión y a las variables de precio que determinarán el pago del impuesto.

México exporta DUBA desde Dos Bocas ante desafíos de infraestructura

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México realizó su primera exportación de diésel ultra bajo azufre (DUBA) desde la refinería Olmeca, ubicada en Dos Bocas, Tabasco, debido a la falta de infraestructura para distribuir este combustible a nivel nacional.

La refinería Olmeca, inaugurada recientemente, recibió diésel con alto contenido de azufre proveniente de la refinería Madero en Tamaulipas, el cual fue reprocesado para convertirlo en DUBA. Sin embargo, la producción propia de combustibles viables en Dos Bocas sigue siendo limitada, lo que ha llevado a la exportación como una solución temporal. Este cargamento, enviado a principios de abril, fue transportado por el petrolero Torm Singapore y descargado en Puerto Cañaveral, Florida, y en Yabucoa, Puerto Rico.

Uno de los principales desafíos que enfrenta la refinería es la falta de infraestructura adecuada, como ductos, vías férreas y camiones de combustible, para distribuir el DUBA dentro del país. Según expertos, construir esta infraestructura sería costoso y llevaría tiempo, lo que ha obligado a Petróleos Mexicanos (Pemex) a buscar alternativas como la exportación. Este problema pone en evidencia las dificultades para alcanzar la autosuficiencia energética, uno de los objetivos principales de la refinería.

Con una capacidad para procesar 340,000 barriles por día, la refinería Olmeca fue diseñada para contribuir al desarrollo energético de México. Sin embargo, hasta ahora, su producción se ha centrado en productos como el coque de petróleo, mientras que la exportación de DUBA refleja los retos operativos y logísticos que enfrenta el proyecto.

Este movimiento subraya los desafíos estructurales del Sistema Nacional de Refinación, que requiere modernización e inversión para maximizar el potencial de la refinería y reducir la dependencia de importaciones de combustibles.

Nuevas restricciones impactan mercado de energía solar en Sudeste Asiático

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El Departamento de Comercio de Estados Unidos anunció un incremento significativo en los aranceles aplicados a los paneles solares provenientes de Camboya, Malasia, Tailandia y Vietnam. La medida surge tras una investigación por parte del gobierno de Donald Trump, que reveló que empresas chinas estarían evadiendo los aranceles estadounidenses al canalizar sus productos a través de estos países.

Las nuevas tarifas representan aumentos considerables, con aranceles que superan el 3,000% en algunos casos. Empresas de Camboya enfrentarán tasas de entre 729% y 3,500%; mientras que en Tailandia, compañías como Sunshine Electrical y Taihua New Energy tendrán incrementos de 972%. En Malasia, Baojia New Energy afrontará un aumento del 250%, y en Vietnam, firmas como GEP New Energy y HT Solar verán sus aranceles subir hasta 813%.

La decisión se produce en un contexto de tensión comercial y busca proteger la industria solar estadounidense de lo que el gobierno considera competencia desleal. Sin embargo, la medida ha generado división en el sector, ya que algunas empresas que ensamblan paneles en Estados Unidos con componentes extranjeros advierten que no hay suficiente producción nacional para abastecer la creciente demanda.

Los aranceles entrarán en vigor una vez que la Comisión de Comercio Internacional de Estados Unidos (ITC) emita un fallo definitivo el próximo mes, tras evaluar el impacto de las importaciones en la industria local.

Impulsan proyectos solares en Campeche y Yucatán

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La empresa FRV Services México, filial de Fotowatio Renewable Ventures (FRV), ha iniciado el proceso para obtener autorización ambiental de su más reciente proyecto solar, la Central Fotovoltaica Ochkaan Solar, que estará ubicada en el municipio de Carmen, Campeche. La solicitud, presentada ante la la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) bajo la modalidad regional (MIA-R), detalla una capacidad de 170 MW, consolidando la presencia de FRV en el sector energético nacional.

El diseño de esta central fotovoltaica incluirá la instalación de más de 386,000 paneles solares de alta capacidad, acompañados de 60 inversores, una subestación elevadora, un área destinada al almacenamiento de energía (BESS), una línea de transmisión y una red de media tensión. Además, el proyecto contará con oficinas, almacenes y caminos internos, abarcando una extensión total de 789 hectáreas, lo que lo convierte en una de las iniciativas solares más destacadas en la región.

Este proyecto no es el único que FRV desarrolla en el país. A principios de mes, la compañía también presentó una solicitud ambiental para la Central Fotovoltaica Chemax Solar, ubicada en Chemax, Yucatán, con una capacidad instalada de 264 MW y una generación máxima estimada en 281.5 MWp. Ambos proyectos forman parte del compromiso de FRV de impulsar soluciones sostenibles y expandir la matriz energética en México.

Estas iniciativas reflejan el objetivo de la empresa de contribuir al desarrollo de energías limpias y apoyar la transición energética que el país necesita, mientras fortalece su portafolio con infraestructura avanzada que responde a la creciente demanda de energía renovable en diversas regiones.

Alpek se expande hacia Brasil con negocio de gas natural

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Alpek, compañía con presencia en la industria petroquímica, estaría preparando su incursión en el mercado brasileño como parte de su estrategia de expansión en América Latina, según información compartida en su reporte de resultados financieros del primer trimestre de 2025.

Este movimiento busca diversificar sus operaciones y aprovechar las oportunidades que ofrece el dinámico sector energético de Brasil, particularmente en el ámbito del gas natural.

La decisión de la empresa mexicana responde a la creciente demanda de gas natural en Brasil, impulsada por su transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles; con esto, Alpek busca diversificar sus operaciones en el país sudamericano, así como al sector de electricidad limpia.

Este mercado representa una oportunidad estratégica para la compañía, que ha estado explorando nuevas áreas de negocio para adaptarse a las condiciones cambiantes del sector energético global.

Alpek, conocida principalmente por su producción de químicos industriales, ha demostrado un compromiso constante con la innovación y la expansión de su portafolio. La compañía cuenta con experiencia en el mercado brasileño luego de la adquisición de las empresas Petroquímica Suape y Citepe en 2018, de acuerdo con información compartida por Bloomberg Línea.

Chevron inicia producción en proyecto Ballymore

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Chevron Corporation ha comenzado la producción de petróleo y gas natural en el sistema submarino Ballymore, ubicado en aguas profundas del Golfo de México. Este proyecto marca un avance significativo en los esfuerzos de la compañía por aumentar la producción regional y optimizar sus operaciones en esta estratégica área.

El proyecto Ballymore, situado en el área de Mississippi Canyon, aproximadamente a 160 millas al sureste de Nueva Orleans, opera a una profundidad de 6,600 pies. Chevron estima que Ballymore cuenta con recursos recuperables brutos de 150 millones de barriles de equivalente de petróleo a lo largo de su vida útil. La producción inicial se realiza a través de tres pozos conectados a la instalación existente Blind Faith, ubicada a tres millas de distancia, lo que permite a la compañía maximizar la eficiencia operativa y reducir costos al evitar la construcción de una nueva plataforma offshore independiente.

Brent Gros, vicepresidente de Chevron para el Golfo de México, destacó que el proyecto Ballymore se completó a tiempo y dentro del presupuesto, subrayando el uso de tecnología avanzada y eficiencias operativas para producir energía con menor intensidad de carbono. Esta iniciativa refuerza el compromiso de Chevron con la sostenibilidad y la reducción de la huella de carbono en sus operaciones.

Chevron, que busca alcanzar una producción neta de 300,000 barriles diarios de equivalente de petróleo en el Golfo para 2026, continúa explorando oportunidades de crecimiento en la región. Desde mediados de 2024, la compañía ha puesto en marcha proyectos como Anchor y Whale, además de implementar la inyección de agua en instalaciones como Tahiti y Jack/St. Malo

Halliburton reporta caída, señala dificultades en México

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Halliburton, una de las principales empresas de servicios petroleros a nivel mundial, reportó una caída en sus ingresos del primer trimestre de 2025, atribuida a la debilidad en las actividades de perforación en América del Norte. Sin embargo, su informe trimestral destacó un crecimiento del 15% en ingresos internacionales, impulsado por proyectos clave en Medio Oriente y América Latina, regiones que continúan siendo estratégicas para la compañía.

Jeff Miller, CEO de Halliburton, subrayó que los mercados internacionales desempeñan un papel crucial en el crecimiento de la compañía, particularmente en Medio Oriente y América Latina, donde los proyectos en curso han demostrado un importante potencial para fortalecer su expansión global. “Nuestro desempeño en estas regiones refleja el enorme potencial de los mercados internacionales para impulsar nuestro crecimiento”, afirmó.

En este contexto, señaló que México, como parte de América Latina, es un mercado estratégico para la empresa, lo que respalda su compromiso de seguir invirtiendo en tecnologías diseñadas para optimizar la eficiencia y promover la sostenibilidad en la industria petrolera del país. Sin embargo, los retos persisten.

A pesar de un crecimiento general en algunos mercados internacionales, Halliburton registró una disminución del 2% en ingresos internacionales durante el primer trimestre, destacándose México como un caso particular de desafío. La empresa reportó una menor actividad en proyectos de perforación y gestión, agravada por la deuda acumulada de Petróleos Mexicanos (Pemex), que representa una barrera significativa para el desarrollo. «Creo que tienen un plan, pero también creo que será difícil por algún tiempo… No percibo una recuperación inmediata en México«, reafirmó.

La producción de Pemex ha seguido cayendo, alcanzando 1.62 millones de barriles por día en 2025, frente a los 1.76 millones del año pasado. Además, México está proponiendo nuevos modelos de contrato para el sector petrolero, intentando reactivar la inversión mientras enfrenta tensiones financieras.

Por su parte, Halliburton proyecta un leve incremento en los ingresos de su división de terminación y producción, entre un 1% y un 3% respecto al primer trimestre, con márgenes relativamente estables. En contraste, los ingresos de la división de perforación y evaluación se mantendrán estables o disminuirán un 2%, con márgenes más bajos.

A pesar de estos retos, la empresa con sede en Houston logró superar las estimaciones de ingresos, alcanzando los 5,420 millones de dólares en el primer trimestre. Sin embargo, los costos de despido, que sumaron 107 millones de dólares, junto con otros cargos, afectaron sus beneficios netos, reduciéndolos a 204 millones de dólares, una disminución significativa respecto a los 606 millones del año pasado.

Proyecto Trión impulsará el desarrollo económico en Tamaulipas

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Tampico se perfila como una de las ciudades clave en el desarrollo del proyecto petrolero Trión, liderado por la empresa australiana Woodside Energy. Este ambicioso proyecto, ubicado en aguas profundas del Golfo de México frente a las costas de Tamaulipas, promete generar un impacto económico significativo en la región a partir de 2026.

Con una inversión que supera los mil 700 millones de dólares, el proyecto Trión no solo marca un hito en la industria petrolera mexicana, sino que también abre la puerta a nuevas oportunidades para la economía y la industria local.

César Reyes, titular del Clúster de Energía y Gran Industria del Sur de Tamaulipas (Cegistam), destacó que este proyecto representa una oportunidad única para reactivar la economía local. Según el experto, las expectativas apuntan a que la derrama económica comenzará a reflejarse en el sur de Tamaulipas en 2026, aunque podría extenderse hasta 2027. Además, subrayó que el Cegistam está trabajando para garantizar que los proveedores locales puedan participar activamente en el desarrollo del proyecto.

WoodsideEnergy ya ha establecido acuerdos con empresas internacionales como Hyundai Heavy Industries, encargada de construir la Plataforma Flotante, y SLB, responsable del soporte tecnológico. Asimismo, la compañía ha implementado el programa de certificación Blue Flag, que ha beneficiado a más de 40 empresas del sector energético en Tamaulipas.

Aunque el puerto de Matamoros será el principal punto de operaciones, Tampico ya juega un papel importante en las actividades iniciales. En este panorama, Reyes enfatizó que el Cegistam cuenta con todos los requerimientos que necesiten, «desde materiales como la estructura a ocupar, mano de obra calificada, los servicios complementarios, ya sea quien dote de uniformes, el servicio inmobiliario, la renta de oficinas y otros”, adelantó.