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Gobierno y gasolineros acuerdan reducir precio a gasolina y diésel

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El Gobierno de México y el sector gasolinero alcanzaron un acuerdo extraordinario para contener el precio de los combustibles en medio del incremento internacional del petróleo. La medida busca mantener la gasolina regular por debajo de 24 pesos y reducir el costo del diésel, que en algunos puntos del país llegó a superar los 31 pesos por litro.

De acuerdo con el comunicado oficial, la estrategia se sostiene en la participación voluntaria de las empresas gasolineras y en la coordinación con dependencias como la Secretaría de Energía (Sener), la Secretaría de Hacienda, Pemex, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Profeco. “Las empresas del sector gasolinero y el Gobierno de México refrendan su compromiso de coordinación y trabajo conjunto en beneficio del pueblo de México”, señalaron.

El diésel, utilizado principalmente en el transporte de mercancías y pasajeros, es considerado un insumo estratégico, por lo que su encarecimiento impacta directamente en los costos empresariales y en la economía de los hogares. En este sentido, sectores productivos han advertido que el aumento reciente de los energéticos se ha resentido en la actividad económica.

La medida también se vincula con la Estrategia para estabilizar el precio de la gasolina regular, implementada desde hace un año y considerada “exitosa” por el gobierno federal. Según el acuerdo, las estaciones de servicio podrán reflejar menores precios conforme lo permitan sus inventarios, logística, distribución, precios en terminales y estímulos al IEPS.

Entre los grupos gasolineros que participan se encuentran Onexpo Nacional, Hidrosina, Petro-7, RendiChicas, Grupo Gasolinero México y Redpetroil, entre otros. Aunque el comunicado no incluyó información sobre la gasolina premium, sí subrayó que el objetivo central es proteger la economía de las familias mexicanas en un contexto de volatilidad internacional.

Organizaciones cuestionan versión oficial sobre origen de derrame en el Golfo

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Organizaciones ambientales y de la sociedad civil denunciaron que el derrame de hidrocarburos en el Golfo de México habría iniciado desde febrero en un ducto de Pemex, y no en marzo como sostuvieron autoridades federales. Los colectivos señalaron que esta diferencia en la cronología implica un posible ocultamiento de información con consecuencias para las comunidades costeras.

De acuerdo con las investigaciones, desde el 6 de febrero se detectaron manchas de crudo en la zona marina frente a Campeche, sobre el ducto OLD AK C, mientras el buque Árbol Grande, especializado en reparación de ductos, permaneció en el sitio durante ocho días. Para el 19 de febrero, imágenes satelitales mostraban una mancha que alcanzaba casi 300 kilómetros cuadrados.

Las organizaciones subrayaron que “lo que no ocurrió fue una alerta pública inmediata”, pese a que se observaron maniobras de dispersión en la zona. El hidrocarburo comenzó a llegar a las costas a inicios de marzo, afectando progresivamente a Tabasco, Veracruz y Tamaulipas. Para el 21 de marzo, se habían documentado al menos 630 kilómetros de litoral impactado, incluyendo playas, manglares y zonas pesqueras.

En contraste, autoridades federales atribuyeron el derrame a tres posibles fuentes: un buque no identificado y dos emanaciones naturales de hidrocarburos. Sin embargo, los colectivos sostuvieron que la presencia de un buque especializado operando directamente sobre el ducto contradice esa versión. “Es una falsedad oficial sobre la cronología y el origen probable del vertido”, afirmaron.

Los grupos advirtieron que la omisión de información podría contravenir el Plan Nacional de Contingencia para Derrames de Hidrocarburos, que obliga a notificar de inmediato, identificar la fuente y coordinar una respuesta institucional. A su juicio, no transparentar el origen del derrame también diluye responsabilidades sobre la reparación del daño ambiental y deja a las comunidades costeras sin preparación frente a los impactos.

Gianni Vittorio Armani asume como nuevo CEO de Endesa

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El consejo de administración de Endesa confirmó el nombramiento de Gianni Vittorio Armani como nuevo CEO, en sustitución de José Bogas, quien ocupó el cargo durante más de una década. El relevo se hará efectivo tras la Junta General de Accionistas del próximo 28 de abril, marcando un cambio relevante en la dirección de la energética española.

Bogas, que lideró la compañía durante 12 años, continuará vinculado como consejero independiente, después de haber consolidado la posición de Endesa en el mercado y de haber impulsado resultados financieros que fortalecieron la estructura de la empresa.

Armani, directivo italiano con experiencia en el sector energético y vinculado previamente al consejo de Endesa, asume la dirección ejecutiva en un contexto de transformación hacia la transición energética y la presión por avanzar en proyectos sostenibles. Su perfil refuerza la estrategia del grupo Enel, accionista mayoritario, de mantener una presencia italiana en la gestión de su filial española.

El nombramiento de Armani representa apenas el tercer relevo de este nivel en la historia de Endesa, y llega en un momento en que la compañía enfrenta retos vinculados a la competitividad, la regulación europea y la necesidad de acelerar inversiones en energías limpias.

EU aprueba exención para perforación en zona protegida del Golfo de México

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Un comité de altos funcionarios del gobierno de Estados Unidos aprobó una exención a la Ley de Especies en Peligro de Extinción para la industria petrolera y gasística del Golfo de México, decisión que marca la primera vez en más de tres décadas que se otorga un permiso de este tipo. La medida fue respaldada de manera unánime por los seis miembros de mayor jerarquía, incluidos los titulares del Departamento del Interior, Agricultura y la Agencia de Protección Ambiental.

El secretario de Defensa, Pete Hegseth, argumentó que los litigios relacionados con la protección de especies amenazaban la producción energética nacional. “No podemos permitir que nuestras propias normas debiliten nuestra posición y fortalezcan a quienes desean perjudicarnos”, declaró durante la reunión transmitida en directo. El comité, conocido como el “Escuadrón de Dios”, tiene la facultad de otorgar exenciones cuando se considera que existen razones de seguridad nacional.

La decisión se enmarca en un contexto de interrupción del suministro mundial de petróleo debido a la guerra en Irán, lo que ha elevado los precios de la energía. El secretario del Interior, Doug Burgum, señaló que garantizar el abastecimiento energético es esencial para las operaciones militares y la preparación para el combate. El Golfo de México concentra alrededor del 15% de la producción de crudo de Estados Unidos.

La medida ha generado críticas de organizaciones ambientalistas, que advierten sobre el impacto en especies vulnerables como la ballena de Rice, considerada una de las más raras del mundo con menos de 100 ejemplares. Un análisis federal concluyó que las colisiones de embarcaciones vinculadas a la perforación representan una amenaza directa para su supervivencia. El Sierra Club y otros grupos ecologistas anunciaron que impugnarán la votación en tribunales federales.

El comité se ha reunido en contadas ocasiones desde su creación en 1978, y esta es apenas la tercera vez que aprueba una exención. La diferencia en esta ocasión es que la justificación se basó en motivos de seguridad nacional, lo que refuerza el debate entre la necesidad de garantizar el suministro energético y la obligación de proteger especies en riesgo.

Rescate a Pemex eleva la deuda pública a 58.8% del PIB y arriesga el grado de inversión de México: Banamex

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Por Diego Aguilar

El deterioro de las finanzas públicas agregadas y el rescate financiero a Petróleos Mexicanos (Pemex) ubicarán la deuda pública bruta consolidada de México en 58.8% del PIB al cierre de 2026. Analistas económicos de Banamex advirtieron que esta trayectoria al alza incrementó la probabilidad de que se registren recortes en la calificación crediticia soberana por parte de las agencias internacionales durante sus próximas revisiones.

La presión sobre el perfil crediticio nacional responde directamente a la ausencia de una estrategia de estabilización a mediano plazo y al debilitamiento de los ingresos frente a los egresos del Gobierno federal. La transferencia de recursos ejecutada en 2025 otorgó liquidez temporal a la empresa petrolera estatal, pero resultó insuficiente para revertir la fragilidad financiera estructural y los problemas operativos en los procesos de extracción y procesamiento de crudo.

«Consideramos que es imperioso atender el debilitamiento de las finanzas públicas con soluciones de largo plazo para evitar que en ese horizonte se pueda materializar un cambio estructural en el riesgo país y la pérdida de grado de inversión de la deuda soberana«, señala el documento del banco Examen de la situación económica de México.

Las proyecciones macroeconómicas indicaron que los ingresos presupuestarios totales del sector público representarán 22.8% del PIB en 2026, mientras que las erogaciones ascenderán a 26.9%. Esta diferencia generará Requerimientos Financieros del Sector Público (RFSP) equivalentes al 4.6% del PIB, arrojando un balance primario positivo de apenas 0.1%.

Bajo este panorama, el endeudamiento neto estimado alcanzará 53.2% del PIB, una cifra que supera por 0.9 puntos porcentuales las metas oficiales establecidas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP). Esta desviación subraya la urgencia de aplicar medidas de consolidación antes de 2027 para mantener la confianza institucional.

«En la medida que los indicadores de deuda sigan aumentando, ubicándose por arriba de los proyectados por la SHCP y que no se presente una estrategia creíble de estabilización de esta para el mediano plazo, las agencias calificadoras podrían rebajar la calificación crediticia«, advierte el análisis.

El costo fiscal compartido de los combustibles

El análisis señaló también que el esquema de estímulos fiscales a las gasolinas tendrá un costo estimado de 18.6 mil millones de pesos anuales para contener los precios al consumidor frente a la volatilidad global. Esta estrategia asumió una cobertura parcial, donde el erario público absorberá 50% del subsidio para la gasolina Magna, el 10% para la Premium y 60% para el diésel automotriz.

El financiamiento del programa provendrá de los ingresos petroleros extraordinarios, calculados en 35.2 mil millones de pesos por un alza proyectada de 17% en el crudo. La viabilidad del esquema requiere que el sector privado de comercialización asuma una parte del costo y reduzca sus márgenes de ganancia obtenidos durante 2025 por las importaciones baratas.

«Asumimos que el acuerdo también contempla que una parte del ajuste sea absorbido por los propios empresarios gasolineros, de tal forma que el costo se reparta entre el sector público y el privado«, detalló el reporte.

Presiones inflacionarias frenan recortes de Banxico

Por otro lado, los analistas del banco señalaron que la Junta de Gobierno del Banco de México (Banxico) debió prolongar la pausa en su ciclo de recortes a la tasa de interés de referencia durante marzo, manteniendo el nivel actual de 7.0%. Esta decisión restrictiva derivaría del impacto negativo en los precios ocasionado por nuevos impuestos, el aumento en costos laborales y la materialización de tarifas arancelarias sobre mercancías no alimenticias.

La autoridad monetaria mantiene un escenario base que proyecta hasta tres reducciones de 25 puntos base a lo largo del año, programadas para mayo, junio y agosto. Estos ajustes ubicarían la tasa terminal en 6.25%, partiendo de la premisa de que los servicios mantengan una trayectoria descendente sólida y se eviten los efectos inflacionarios de segundo orden de los energéticos.

«Consideramos que dada la lectura de inflación de la primera quincena de marzo significativamente por arriba de las expectativas. Banxico se debería ver obligado a mantener una pausa prudente en la decisión de marzo«, estableció el diagnóstico.

Sin embargo, la Junta determinó un recorte de 25 puntos base, para ubicar la tasa en un 6.75% actual. La votación finalizó en un 3 contra 2 votos.

Banamex señaló además que la actividad económica nacional registrará una recuperación en 2026, impulsada por la aceleración del consumo interno, la creación de empleos y una política fiscal expansiva enfocada en la inversión pública. El cumplimiento de este escenario productivo depende de la continuidad de las exportaciones mexicanas hacia Estados Unidos y de la moderación de la volatilidad originada por las reformas legislativas.

El aprovechamiento de la relocalización de cadenas de suministro globales exige al Gobierno federal resolver de inmediato las deficiencias en la infraestructura, así como lograr acuerdos comerciales favorables en la renegociación del tratado norteamericano. La consolidación de estas inversiones requiere restablecer la confianza empresarial afectada por el debilitamiento institucional del país.

La ventana se cierra: por qué la velocidad definirá el negocio del GNL

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Por Joseph McMullen, Director de Transición Energética de AVEVA

Un nuevo ciclo de inversión en Gas Natural Licuado (GNL) está cobrando impulso, pero pero la ventana hacia el éxito es estrecha y solo los actores más rápidos triunfarán.

Esta aceleración está siendo impulsada por los cambios globales en la seguridad energética. En un mundo afectado por la volatilidad de las cadenas de suministro y la geopolítica cambiante, el gas natural licuado se ha convertido en una fuente energética crucial, ayudando a amortiguar las perturbaciones de la oferta al tiempo que permite la descarbonización al desplazar al carbón y otros combustibles con alto contenido de carbono.

La reciente inestabilidad cerca del Estrecho de Ormuz -por donde fluye aproximadamente el 20% del petróleo mundial y volúmenes significativos de GNL- no hizo más que poner de relieve esta vulnerabilidad. Las tarifas de transporte se dispararon más del 50% intermensual tras las interrupciones regionales, lo que puso de manifiesto la fragilidad de la infraestructura energética tradicional y generó impactos de costes en las economías sensibles a los precios.

Estados Unidos lidera actualmente las exportaciones mundiales de GNL, seguido de Australia y Catar, que juntos abastecen alrededor del 60 % del mercado global. Se espera que la capacidad de licuefacción estadounidense supere los 16 mil millones de pies cúbicos por día para 2026. Desde 2019, Estados Unidos ha representado más de la mitad de todas las decisiones finales de inversión (FID) en licuefacción de GNL a nivel mundial, con Catar contribuyendo con cerca del 20%.

En toda la industria, la expansión del GNL está atrayendo más de 90 mil millones de dólares en capital, a medida que los operadores se esfuerzan por implementar un nuevo suministro. Las FID están en auge y se prevé que un aumento repentino de la capacidad de licuefacción llegue al mercado entre 2026 y 2028.

But the LNG game is as much about timing as it is volume. «Getting to first cargo as fast as possible is critical – that’s when revenue starts,» is a sentiment echoed across the sector.

Velocidad es igual a valor

En el sector del GNL, el tiempo realmente es dinero. Una planta de licuefacción moderna puede costar fácilmente entre 30 y 40 mil millones de dólares y su construcción puede tardar entre tres y cinco años. Una vez en funcionamiento, cada semana de retraso puede costar decenas de millones de dólares.

Los accionistas y las juntas directivas lo entienden. Sin embargo, a pesar de décadas de experiencia en la ejecución de megaproyectos, los retrasos en los plazos siguen siendo la norma.

Los proyectos se enfrentan a dificultades derivadas de los plazos de entrega de los equipos, la disponibilidad de mano de obra calificada y los procesos regulatorios, factores que en gran medida escapan al control directo de los operadores. Pero el riesgo de ejecución también se deriva de la gestión interna de los proyectos.

Más a menudo de lo que parece, surgen retrasos controlables en la forma en que los equipos de ingeniería, construcción y operaciones trabajan juntos.

Dónde fallan los proyectos y cómo la infraestructura digital lo soluciona

El punto más débil del GNL suele esconderse en las brechas entre departamentos, en particular entre ingeniería, adquisiciones, construcción (EPC) y operaciones.

La construcción de GNL actual sigue estando fuertemente impulsada por EPC. Sin embargo, la incompatibilidad de los datos de ingeniería, la información aislada de los activos y la falta de contexto operativo obligan habitualmente a los equipos a dedicar meses a conciliar información en lugar de aumentar la producción. Este tipo de escenario suele resultar en retrabojo, retrasos en la estabilización y pérdida de valor.

Pero en la tensa carrera actual por el primer gas, estas ineficiencias ya no son viables. Para competir en un mercado comprimido, los operadores están recurriendo a plataformas de datos unificadas y gemelos digitales como infraestructura de ejecución central.

Los operadores están creando una “única fuente de información veraz” que abarca el diseño, la construcción y las operaciones. Los modelos de ingeniería, los marcos de activos y los datos operativos en tiempo real se conectan desde el principio, lo que permite a los equipos colaborar con la misma información durante todo el ciclo de vida del proyecto.

El enfoque transforma los resultados de forma práctica. Las decisiones de diseño se basan en el contexto operativo. El progreso de la construcción contribuye directamente a la preparación para la puesta en marcha. Los equipos de operaciones obtienen activos con datos estructurados, modelos validados y visibilidad en tiempo real, en lugar de carpetas y hojas de cálculo obsoletas.

Digitalización en acción

La empresa brasileña AP Consultoria e Projetos es un ejemplo de cómo se puede mejorar estructuralmente la velocidad de ejecución. Esta firma multidisciplinaria de EPC adoptó plataformas de ingeniería unificadas para abordar los cuellos de botella que habitualmente obstaculizan la ejecución de los proyectos de capital.

Al igual que muchas empresas EPC, se enfrentaba a datos fragmentados, poca visibilidad entre disciplinas, iteraciones de diseño lentas y largas entregas, todo lo cual prolongaba los plazos de entrega.

Al trasladar los flujos de trabajo de ingeniería a la nube, AP Consultoria creó un entorno de datos único y compartido donde los equipos de ingeniería civil, mecánica, de tuberías e instrumentación podían trabajar en paralelo en lugar de secuencialmente.

Esta colaboración en tiempo real redujo la falta de comunicación y permitió que las disciplinas posteriores comenzaran a trabajar antes, acortando así los plazos generales del proyecto.

La introducción de la IA y el aprendizaje automático en tareas de diseño complejas también tuvo un impacto directo en la velocidad de lanzamiento al mercado. El diseño de soportes de tuberías se automatizó utilizando modelos de IA entrenados con experiencia histórica en ingeniería. Esto redujo el tiempo de análisis de soportes de tuberías en 90% y el tiempo de revisión del análisis de tensiones en 60%, eliminando una importante fuente de retrasos.

Una documentación más rápida, menos revisiones de diseño y menos retrabajos permitieron que los proyectos avanzaran con mayor fluidez desde el diseño hasta la fase de construcción.

AP Consultoria pudo entregar los proyectos a sus clientes con mayor rapidez, lo que permitió una puesta en marcha más temprana, ingresos más rápidos y mejores resultados comerciales.

Una ventana cada vez más estrecha

El sector del GNL entra en una década crítica con miles de millones de dólares en juego.

Con la entrada simultánea de gran capacidad en funcionamiento en los próximos dos años, existe una oportunidad limitada para que las empresas con mayor capacidad se vean recompensadas con contratos a largo plazo y precios premium.

Las empresas que consideran la tecnología digital como infraestructura esencial, al mismo nivel que las plantas y equipos físicos, avanzarán con mayor rapidez y protegerán el valor para los accionistas. En este entorno único, la rapidez en la entrega del primer cargamento marca la diferencia entre monetizar el capital y ponerlo en riesgo.

Avanza investigación en 7 de 13 embarcaciones por derrame en Golfo de México

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Foto: x/@SENER_mx

El Gobierno de México informó que ya son siete embarcaciones revisadas por el presunto derrame ilícito de combustibles en el Golfo de México, hecho que provocó daños ambientales en costas y zonas marítimas. En total, se identificaron 13 buques como probables responsables, de los cuales seis aún esperan inspección con apoyo de la comunidad marítima internacional.

La Secretaría de Energía detalló que la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) mantiene acciones de supervisión y verificación, además de integrar una investigación para determinar el origen del derrame y proceder conforme a derecho. “La ASEA ya presentó el 27 de marzo una denuncia penal ante la Fiscalía General de la República (FGR) por la posible comisión de delitos ambientales”, señaló la dependencia.

De acuerdo con el Código Penal Federal, las sanciones por el manejo ilícito de sustancias peligrosas con daño al ambiente podrían ir de 1 a 9 años de prisión, además de multas de 300 a 3 mil días y la obligación de reparar el daño ambiental. La Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (Profepa), por su parte, da seguimiento a reportes ciudadanos y coordina la atención de ejemplares de fauna silvestre afectada.

El gobierno federal reiteró que Pemex quedó absuelto de responsabilidad en este caso, al considerar tres posibles orígenes: un derrame ilícito de un barco aún no definido y emanaciones naturales de chapopoteras en Coatzacoalcos y en la sonda de Campeche, dentro del complejo de Cantarell.

En cuanto a la recolección, el corte del 30 de marzo reporta 42 toneladas recolectadas en playas en un día y 785 acumuladas, además de 0.6 toneladas en el mar en un día y 40.6 acumuladas. Se han atendido 630.9 km de playa y se registran 8 casos de fauna afectada. En la zona de Cantarell se instalaron barreras de contención, se aplicó dispersión mecánica y se desplegaron seis embarcaciones y un dron submarino para verificar la integridad de los ductos Akal C y Akal H.

Golden Pass LNG inicia producción de GNL en Texas

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La empresa Golden Pass LNG, una alianza entre QatarEnergy y Exxon Mobil, anunció la producción de su primer cargamento de gas natural licuado (GNL) en la terminal de Sabine Pass, Texas. Este avance marca el inicio de operaciones en uno de los proyectos de exportación más grandes de Estados Unidos, con el primer embarque previsto para el segundo trimestre de 2026.

El proyecto, con una inversión estimada de 10,000 millones de dólares, ha enfrentado retrasos y sobrecostes desde su inicio en 2019. No obstante, la compañía destacó que la producción inicial prepara el camino para alcanzar una capacidad total de 18 millones de toneladas métricas anuales, consolidando su papel en el mercado global.

“Hoy hemos comenzado a producir GNL en nuestra terminal de Sabine Pass, lo que marca la culminación de un esfuerzo significativo”, declaró Alex Savva, presidente y director ejecutivo de Golden Pass. Por su parte, Exxon señaló que el proyecto “fortalecerá la producción energética de Estados Unidos y reforzará su papel como proveedor fiable para los mercados mundiales”.

La primera unidad de producción añadirá 6 millones de toneladas anuales, de las cuales QatarEnergy recibirá poco más de 4 millones y Exxon cerca de 2 millones, en función de su participación accionaria. Este esquema refleja la importancia estratégica del proyecto para ambos socios en un contexto de creciente demanda internacional de GNL.

La entrada en operación de Golden Pass ocurre en un momento de alta volatilidad en los mercados energéticos, con precios del GNL al alza en Asia y ajustes en las políticas de exportación de varios países. La nueva capacidad de producción busca contribuir a la seguridad energética global, ofreciendo un suministro adicional en medio de la incertidumbre internacional.

Acuerdo en tope al precio de magna ha funcionado, vamos por diésel: Sheinbaum

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La presidenta de México, Claudia Sheinbaum Pardo, confirmó que su administración mantiene acuerdos con gasolineros y empresarios para evitar que el precio del diésel y la gasolina magna se dispare en medio del incremento internacional del petróleo por el conflicto en Medio Oriente. Subrayó que el pacto es voluntario: “quien no quiera, no lo hace”.

El acuerdo establece un precio de referencia de 28.28 pesos por litro de diésel, frente a los 30 pesos que llegó a alcanzar en semanas recientes. La mandataria explicó que se trabaja en una compensación del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) y en ajustes en las terminales de Petróleos Mexicanos (Pemex) para lograr un mejor precio. “El objetivo es contener en estos momentos difíciles”, señaló.

La Procuraduría Federal del Consumidor (Profeco) reforzará los monitoreos en estaciones de servicio y pidió a los consumidores enviar fotografías de los precios para verificar que se cumpla el acuerdo. Iván Escalante, titular del organismo, destacó que existe una mesa permanente con la Secretaría de Energía y empresarios para dar seguimiento a los compromisos.

Sheinbaum enfatizó que no se trata de imponer un tope oficial, pues “poner un límite tiene sus complicaciones”. Recordó que en ocasiones, aun con incentivos fiscales, algunos concesionarios elevan los precios. Por ello, insistió en que la estrategia busca “ayudar a la economía” de los usuarios del transporte de carga, sector que depende del diésel para distribuir alimentos en el país.

El gobierno federal considera que la medida ha funcionado en el caso de la gasolina magna, mientras se mantiene la vigilancia sobre el diésel. En un escenario de volatilidad internacional, la política busca equilibrar ingresos fiscales y estabilidad en los precios internos, con el reto de garantizar que los acuerdos voluntarios se traduzcan en beneficios reales para los consumidores.

Exportaciones de Pemex crecen 75% en febrero

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Las exportaciones de crudo de Pemex registraron un repunte en febrero de 2026, al promediar 518 mil barriles diarios, un aumento de más de 75% respecto a enero, cuando se reportó el nivel más bajo desde los años 80. El repunte se dio en un contexto de recuperación parcial tras meses de caída en los envíos.

El desempeño fue desigual por regiones: hacia América se enviaron 288 mil barriles diarios, mientras que a Europa se destinaron 195 mil barriles diarios, con un incremento de más de 140%. En el Lejano Oriente se reactivaron los despachos con 35 mil barriles diarios, tras un mes sin exportaciones.

En términos de ingresos, las ventas de crudo sumaron 857 millones de dólares, un aumento mensual de 67%. Sin embargo, en comparación anual, los ingresos se redujeron en más de 34%, reflejando la volatilidad del mercado. “El trabajo de Pemex muestra una recuperación mensual, pero aún enfrenta un desplome de 27% en su variación anual”, señalan los reportes.

La producción de hidrocarburos líquidos se mantuvo en torno a 1.63 millones de barriles diarios, con una ligera reducción mensual. Al incluir a socios privados, la cifra ascendió a 1.646 millones, lo que significó un aumento anual de 1.54%. No obstante, la producción de crudo se ubicó en 1.367 millones de barriles diarios, todavía por debajo de la meta oficial de 1.8 millones.

El precio de la mezcla mexicana de exportación promedió 59.12 dólares por barril en febrero, y alcanzó los 100 dólares el 27 de marzo, lo que abre la posibilidad de mayores ingresos si Pemex decide aumentar sus envíos. A la par, las refinerías procesaron 1.189 millones de barriles diarios, con un incremento anual de 33%, aunque persisten riesgos operativos como el reciente incendio en Dos Bocas, que dejó cinco trabajadores fallecidos.