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Tribunal niega amparo a Oro Negro por contratos con Pemex

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El Décimo Tribunal Colegiado en Materia Administrativa del Primer Circuito resolvió el 1 de septiembre de 2025 negar el amparo promovido por Perforadora Oro Negro, con lo que Petróleos Mexicanos (Pemex) queda exento de pagar la indemnización millonaria que la empresa reclamaba por la cancelación anticipada de contratos en 2017.

La resolución confirma el fallo emitido el 2 de agosto de 2023 por la Sala Superior del Tribunal Federal de Justicia Administrativa, que dejó sin efecto la pretensión de Oro Negro de obtener un resarcimiento por contratos valuados en 852 millones de dólares más IVA, relacionados con la renta, operación y mantenimiento de plataformas marinas.

Oro Negro, declarada en quiebra en junio de 2017, fue constituida para arrendar plataformas de perforación a Pemex a través de su filial Pemex Exploración y Producción (PEP). Entre sus accionistas figura Gonzalo Gil White, hijo del exsecretario de Hacienda Francisco Gil Díaz, quien se encuentra prófugo, acusado de abuso de confianza y manejo indebido de recursos.

El tribunal resolvió de forma unánime, con los votos de los magistrados Alfredo Enrique Báez López, Ana María Ibarra Olguín y Yaremy Patricia Penagos Ruiz, esta última como ponente del caso. Entre los contratos en disputa destacaban las plataformas PRIM TODCO, Laurus, Fortius y Decus, con montos que oscilaban entre 174 y 243 millones de dólares.

“La resolución representa un alivio para Pemex y el erario público”, señalaron fuentes judiciales, al evitar el pago de una indemnización a una empresa en insolvencia. El fallo también confirma la validez jurídica de la decisión tomada por Pemex en octubre de 2017, una medida que en su momento generó debate por su impacto en el sector de perforación marina.

Gato Negro LNG formaliza expansión de planta en Manzanillo

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El desarrollador estadounidense Gato Negro Manzanillo LNG anunció la expansión de su proyecto de gas natural licuado (GNL) en Manzanillo, Colima, con un aumento en la capacidad planificada de producción de 3 millones a 9 millones de toneladas anuales (MTPA), distribuidas en tres fases.

De acuerdo con el plan revisado, la Fase 1 contempla una capacidad de 3 MTPA, la Fase 2 elevará el total a 6 MTPA, y la Fase 3 alcanzará los 9 MTPA. El proyecto cuenta con Cartas de Intención vinculantes para la toma de GNL, el suministro de gas natural y el uso de la infraestructura de ductos existente.

El desarrollador informó que ya obtuvo la mayoría de los permisos necesarios tanto en México como en Estados Unidos, y que la adquisición de terrenos en Manzanillo está concluida. Actualmente se encuentra en las etapas finales de selección de un socio para Ingeniería, Adquisiciones, Fabricación y Construcción (EPFC).

La firma Mizuho fue contratada como asesor financiero del proyecto. Según el desarrollador, se espera que las operaciones comerciales comiencen en 2030.

Canal de Panamá prevé gasoducto de GLP en 2027

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La construcción del gasoducto para transportar gas licuado de petróleo (GLP) a través del Canal de Panamá podría iniciar en 2027, de acuerdo con declaraciones del administrador de la vía interoceánica, Ricaurte Vásquez. El proyecto forma parte de una estrategia de expansión logística que contempla nuevas obras tras la ampliación territorial autorizada por la Corte Suprema de Panamá.

La Autoridad del Canal prevé lanzar la licitación final en 2026, aunque el interés inicial por parte de empresas podría manifestarse desde el primer trimestre del próximo año. El gasoducto permitiría movilizar GLP de origen estadounidense con destino a Asia, conectando ambos extremos del canal mediante infraestructura terrestre.

El plan se enmarca en el desarrollo del denominado “corredor energético”, que incluiría tres segmentos de gasoductos para el transporte de distintos tipos de gas. La inversión estimada para completar el proyecto oscila entre 4,000 y 8,000 millones de dólares, según cifras presentadas por Vásquez.

Durante una presentación oficial, el funcionario señaló que el gasoducto, una vez en operación, podría representar un impacto económico equivalente al 3.6% del Producto Interno Bruto (PIB) de Panamá. La obra se perfila como una de las más relevantes en la diversificación de servicios del canal.

La iniciativa busca atraer participación privada para su ejecución, en línea con los esquemas de colaboración público-privada que la Autoridad del Canal está promoviendo. El proyecto aún se encuentra en fase de estudio técnico y financiero.

La propuesta será sometida a los procedimientos establecidos por la Autoridad del Canal de Panamá y las entidades regulatorias correspondientes, como parte de su estrategia para ampliar la oferta logística y energética del país.

Pemex aumenta 6% exportaciones de crudo a Cuba en 2025

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Petróleos Mexicanos (Pemex) informó un incremento en sus exportaciones de crudo y productos petrolíferos a Cuba durante el primer semestre de 2025, según su reporte presentado ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC). Los envíos, realizados a través de su filial Gasolinas Bienestar, alcanzaron un valor de 5,300 millones de pesos, cifra superior en 6% respecto al mismo periodo de 2024.

El volumen total exportado pasó de 17,400 a 17,900 barriles diarios, con el crudo como componente principal. En contraste, los derivados como gasolinas y diésel registraron una disminución, al pasar de 1,800 a 1,700 barriles diarios en el mismo lapso.

Pemex señaló que estas operaciones representaron el 3.3% de sus exportaciones totales de crudo y el 1.8% de productos petrolíferos, de acuerdo con los datos reportados ante el regulador estadounidense.

Las transacciones se realizaron mediante contratos denominados en pesos, con tasas de mercado vigentes. En el informe, Pemex indicó que cuenta con procedimientos para garantizar que las ventas se efectúen conforme a la legislación aplicable.

El documento también establece que Gasolinas Bienestar es el vehículo operativo utilizado por Pemex para canalizar los envíos a Cuba, conforme a los esquemas comerciales definidos por la empresa.

Vemo recibe inversión de 250 mdd para ampliar infraestructura eléctrica

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La empresa mexicana Vemo anunció que el fondo Vision Ridge Partners comprometió hasta 250 millones de dólares para respaldar su expansión en el país. El capital será destinado a fortalecer su plataforma tecnológica, ampliar la infraestructura de recarga pública y acelerar la incorporación de vehículos eléctricos.

Vemo opera un modelo integrado que combina electromovilidad, estaciones de recarga y herramientas de gestión para clientes del sector público y privado. Entre sus líneas de negocio destacan Vemo Impulso, un esquema de arrendamiento con opción a compra desarrollado junto a Uber y DiDi, y Vemo Conduce, enfocado en servicios de movilidad.

Con esta inversión, Vemo se convierte en la séptima empresa del sector transporte eléctrico respaldada por Vision Ridge, firma que ha financiado proyectos similares en otros países. La operación se suma a los más de 350 millones de dólares en capital accionario que la empresa ha recibido de inversionistas como Riverstone Holdings, además de 150 millones de dólares en deuda provenientes de entidades como Orion Infrastructure Capital, BEEL Infrastructure Partners, PROMECAP, Covalto y Kapital.

En total, Vemo afirma haber levantado más de 500 millones de dólares. Con esta base financiera, proyecta una inversión superior a 1,500 millones de dólares en los próximos cinco años, enfocada en consolidar su presencia en México y acelerar la transición hacia tecnologías limpias en el transporte urbano.

Endress+Hauser lleva la digitalización y el IoT al sector del agua y energía

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La edición 2025 de The Green Expo, celebrada en el Centro Banamex, en conjunto con Aquatech e Intersolar, reunió a más de 200 expositores de 19 países y a miles de visitantes especializados en tecnologías limpias, agua y energías renovables.

El encuentro se ha consolidado como un punto de referencia regional para abordar los retos de sostenibilidad, transición energética y gestión eficiente del recurso hídrico, en un país donde la disponibilidad per cápita de agua ha caído drásticamente en las últimas décadas.

En este escenario, Endress+Hauser presentó sus desarrollos más recientes en instrumentación y servicios digitales. Su director de Marketing, Miguel Revilla, enfatizó que la propuesta de la compañía está orientada a resolver problemas específicos de los usuarios. “El cliente no quiere un equipo. El cliente típicamente tiene un problema que tiene que resolver; nosotros nos enfocamos en resolver ese problema y entregarle una solución”, afirmó.

Entre las innovaciones destacó la familia EVO2 para medición de nivel, equipada con protocolos de comunicación de última generación. “Por default maneja nuevos protocolos como Ethernet APL, IO-Link, siempre también con comunicación inalámbrica, Bluetooth, y esto complementa lo que ya habíamos hecho para flujo”, explicó Revilla. Con ello, los equipos de nivel, flujo y presión comparten un mismo estándar tecnológico, facilitando la integración en entornos industriales conectados.

La compañía también destacó la plataforma Netilion, una solución diseñada para integrar datos de campo en la nube de manera eficiente. Miguel Revilla explicó: “Nuestros instrumentos capturan información mediante señales 4-20 mA o protocolos avanzados como Ethernet APL o Foundation Fieldbus, y luego la transmiten a la nube a través de Netilion, nuestra plataforma digital que centraliza y facilita el acceso a los datos en tiempo real”. Esta herramienta permite a los clientes implementar estrategias de digitalización, monitoreo remoto y mantenimiento predictivo con mayor agilidad y confiabilidad.

Contacto directo con clientes

Aquatech representó una oportunidad para intensificar la interacción con usuarios de diferentes sectores. “En esta expo, en un periodo de ocho horas hemos estado en contacto con más de 30 clientes, mientras que, en el día a día se pueden visitar dos o tres clientes nada más”, comentó Revilla. La posibilidad de observar los equipos en operación resultó clave para generar confianza: “En lugar de que vean un PowerPoint, aquí pueden observar la realidad de los equipos en funcionamiento”.

Miguel Revilla destacó que el acercamiento con los clientes inicia con una escucha profunda de sus necesidades: “Es común que nos pregunten: ‘Tengo una planta de tratamiento, ¿cómo me pueden ayudar sus equipos?’. En lugar de solo promover productos, primero analizamos a fondo el proceso y las áreas de oportunidad del cliente. A partir de ahí, proponemos cómo nuestra instrumentación puede resolver sus desafíos específicos”. Este enfoque centrado en el usuario —y no en el equipo— permite ofrecer soluciones técnicas más precisas y alineadas con cada operación.

Diferenciación en logística y soluciones

Otro punto que distingue a Endress+Hauser es su capacidad logística, respaldada por una red de producción distribuida en América, Europa y Asia. “Algo que reconocen la mayoría de los clientes es la velocidad de los tiempos de entrega que tenemos. Nos parece realmente sobresaliente que una empresa suizo-alemana tenga mucho mejores tiempos de entrega que empresas estadounidenses”, aseguró el directivo.

Además, complementa esta ventaja una visión estratégica centrada en ofrecer soluciones integrales —que, de ser necesario, integran tecnologías de socios externos—. Como señaló el directivo: “No nos limitamos a vender equipos; diseñamos respuestas a la medida. Esto puede incluir uno o varios dispositivos de nuestra marca, servicios de valor agregado o incluso la incorporación de tecnologías de terceros. El objetivo siempre es el mismo: brindar una respuesta completa y efectiva a las necesidades específicas de cada cliente”.

De esta forma, la compañía consolida su rol como partner tecnológico capaz de ofrecer propuestas de valor flexibles y personalizadas. Con esta estrategia, Endress+Hauser aprovechó The Green Expo 2025 no solo para exhibir sus innovaciones, sino también para consolidar su papel como socio tecnológico de la industria de la energía y la sustentabilidad en México.

Pemex recibe primeras asignaciones para contratos mixtos

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La Secretaría de Energía (Sener) otorgó a Petróleos Mexicanos (Pemex) las primeras diez asignaciones de áreas petroleras bajo el esquema de contratos mixtos, mecanismo que permite la participación de la iniciativa privada en proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos. Las asignaciones incluyen campos terrestres en Tamaulipas, Tabasco, Puebla y Nuevo León, así como áreas en aguas someras y una en aguas profundas.

Entre los campos asignados destacan Tamaulipas Constituciones, Sini-Caparroso, Macavil, Tupilco Terciari, Agua Fría, Cuervito Fronterizo, Tlatitok, Macull-Pakl, Kayab-P-Utsilt y Nobilis Maximino. Aunque en el Primer Informe de Gobierno se mencionó la firma de 11 contratos, especialistas señalan que aún están en proceso de formalización. Pemex indicó que dará a conocer los términos y condiciones una vez que los expedientes estén completamente integrados.

Los contratos mixtos establecen que Pemex debe mantener una participación mínima del 40% en cada proyecto. La recuperación de inversión se realizará mediante un fondo específico, una vez que los hidrocarburos sean comercializados. En caso de terminación anticipada, Pemex podrá continuar con las actividades petroleras bajo el mismo esquema, notificando a Sener en un plazo de 15 días hábiles.

Además, la empresa deberá presentar el modelo de contrato, capacidades técnicas de los interesados y el procedimiento de selección, conforme a los lineamientos establecidos por Sener. La Secretaría de Hacienda y Sener tendrán la facultad de revisar la recuperación de costos, que no podrá exceder el 30% del ingreso obtenido.

El plan de desarrollo deberá presentarse dentro de los 180 días posteriores a la firma, y Sener contará con un plazo de 120 días para emitir su resolución. Mientras tanto, Pemex deberá implementar un programa de transición provisional con duración de hasta un año. Las asignaciones podrán prorrogarse hasta en dos ocasiones, y los participantes podrán subcontratar servicios especializados, siempre que no se sustituya a la asignataria ni al operador.

Pemex también podrá comercializar los hidrocarburos netos directamente o a través de terceros con permiso vigente. La autorización de las asignaciones se formalizó a finales de julio, con un plazo inicial de 120 días para notificación, ampliable por otros 120 días a solicitud de la empresa.

La otra cara del huachicol, el desabasto de combustible

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Por Aldo Vargas, Director de Desarrollo de tecnologías en Kernotek

En los recientes días se ha visto por parte de la ciudadanía un desabasto para poder adquirir combustible en las estaciones de servicio. Esto es un síntoma que se había presentado desde hace ya algunos meses en la cadena de suministro.

De acuerdo con diversos artículos publicados en diarios de distribución nacional se han hecho estudios en donde el gobierno, a través del SAT, ha dejado de recaudar $809,324 millones de pesos entre 2018-2024 tan solo por temas de Huachicol.

Los esfuerzos del gobierno han sido en varios frentes, en primer lugar, el SAT con la intensificación de auditorías hacia los autoconsumos, sumándose la CNE y recientemente la ASEA, de tal manera que las acciones que se están tomando han sido de manera discreta y muy poco mediática, salvo algunas excepciones.

Recientemente, el SAT publicó una inversión millonaria para mejorar sus sistemas volumétricos. Esto es un indicador de que va a continuar mejorando la observación de la trazabilidad del combustible. Ante acciones de la autoridad cómo es la implementación de multas o revocación de sellos para continuar sus operaciones, la cadena de suministro se está acercando a proveedores confiables para obtener este insumo, por lo que aquel combustible que se adquiría de forma ilícita ahora está siendo solicitado de manera formal.

La consecuencia ha sido un incremento en la demanda del combustible, por lo tanto, comienza a reflejarse un desabasto y/o racionamiento de combustible en la República Mexicana. El mensaje del gobierno es claro.

Seguirá impulsando el combate al Huachicol con las medidas que está adoptando actualmente y sumándole la calidad y procedencia del combustible, observando los autoconsumos y estaciones para pasar a los transportistas, comercializadores y distribuidores.

Emiten bonos en euros para respaldar recompra de deuda de Pemex

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El Gobierno de México realizó una nueva colocación de deuda en tres tramos por hasta 5 mil millones de euros, con el objetivo de financiar parcialmente la recompra de bonos de Petróleos Mexicanos (Pemex) por un monto cercano a 9 mil 900 millones de dólares, operación que concluirá a finales de septiembre, según reportó IFR, servicio financiero de LSEG.

La emisión se distribuyó en instrumentos a cuatro años (2,250 millones de euros), ocho años (1,500 millones) y doce años (1,250 millones). De acuerdo con IFR, los recursos serán destinados a “los fines generales del Gobierno de México, así como para realizar una aportación de capital a Pemex, que a su vez será utilizada para reembolsar, rescatar y recomprar parcialmente algunos de sus valores en circulación”.

Esta operación se suma a los esfuerzos previos del gobierno federal para respaldar a la petrolera estatal. En lo que va del año, México ha colocado 12 mil millones de dólares en valores precapitalizados (P-Caps), una figura que permite canalizar recursos sin que se reflejen directamente en los libros del gobierno.

La calificadora Fitch Ratings señaló en agosto que la transacción P-Cap tendría un impacto “prácticamente neutral” en la calificación soberana de BBB-, aunque advirtió que “los desafíos de Pemex podrían eventualmente afectar el perfil crediticio del gobierno si se necesita un mayor apoyo para cubrir las crecientes pérdidas operativas”.

Esta nueva emisión ocurre tras una oferta récord de 8 mil 500 millones de dólares en enero, lo que refleja la continuidad de las estrategias de financiamiento para atender los compromisos financieros de Pemex, en medio de un entorno de presión fiscal y operativa.

Irak firma acuerdos energéticos con TotalEnergies, QatarEnergy y Basra Oil

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El Ministerio de Petróleo de Irak firmó un acuerdo de explotación conjunta con TotalEnergies, QatarEnergy LNG y la estatal Basra Oil Company, como parte del desarrollo del yacimiento petrolero de Artawi, en el marco del Proyecto Integrado de Crecimiento del Gas (GGIP, por sus siglas en inglés).

El GGIP contempla la recuperación de gas quemado en tres yacimientos petroleros para su aprovechamiento en centrales eléctricas, con el objetivo de mejorar el suministro eléctrico y reducir la factura de importación energética del país. El proyecto también incluye iniciativas en energías renovables.

En una reunión celebrada el domingo, el CEO de QatarEnergy y Ministro de Estado de Energía, Saad al-Kaabi, se reunió con el primer ministro iraquí, Mohammed Shia al-Sudani, y con el presidente ejecutivo de TotalEnergies, Patrick Pouyanne, para anunciar el inicio de la segunda fase del desarrollo del yacimiento de Artawi y del Proyecto de Suministro Común de Agua de Mar (CSSP). Este último procesará y transportará 5 millones de barriles diarios de agua de mar hacia los principales campos petroleros del sur de Irak.

Además, TotalEnergies firmó un acuerdo con la constructora turca ENKA para establecer una instalación central de procesamiento de petróleo y gas, con capacidad de 210,000 barriles diarios de crudo y 163 millones de pies cúbicos estándar de gas. También se concretó un acuerdo con la empresa china Petroleum Engineering & Construction Corp para construir una planta de procesamiento de gas con capacidad de 600 millones de pies cúbicos estándar diarios.

Por otra parte, la empresa francesa acordó con Hyundai Engineering and Construction, de Corea del Sur, la construcción de una planta de tratamiento de agua de mar en el sur de Irak, con una capacidad de diseño de 7.5 millones de barriles diarios.

Durante el acto, el primer ministro Mohammed Shia al-Sudani destacó el crecimiento de las inversiones extranjeras en el país como parte de la estrategia para fortalecer el sector energético nacional.