Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) están diseñando un nuevo régimen fiscal que busca incrementar la liquidez de la petrolera estatal en un 25%. Esta iniciativa tiene como objetivo mejorar la competitividad y fortalecer la posición financiera de Pemex, adaptando las cargas fiscales a las características de los campos maduros y los retos operativos actuales.
El director general de Pemex, Víctor Rodríguez, afirmó que el nuevo esquema permitirá a la empresa capitalizar sus campos no rentables bajo el marco fiscal actual. Las medidas contempladas incluyen la reducción de costos, el incremento de ingresos, la cancelación de subsidios innecesarios y el refinanciamiento de deuda.
Además, se propone reestructurar el perfil de amortización de deuda para disminuir las presiones de caja y evitar la concentración de pagos en períodos cortos, logrando así una distribución de vencimientos más manejable. El plan también considera opciones de apoyo del gobierno federal para gestionar los pasivos de la empresa, enfocándose en la eficiencia y competitividad en la administración de la deuda y la reducción de costos.
Con este nuevo régimen, Pemex busca mejorar su productividad operativa y aumentar la inversión en áreas estratégicas, asegurando una mayor rentabilidad y contribuyendo a la seguridad energética nacional. Rodríguez subrayó que la actualización del régimen fiscal proporcionará a la empresa mayor flexibilidad financiera, impactando positivamente en sus resultados y apoyando el cumplimiento de sus objetivos a largo plazo.
CFE Capital presentó ante inversionistas los resultados de la CFE FIBRA E (FCFE18) para el Tercer Trimestre de 2024, donde se destacó el desempeño del sector de transmisión de energía eléctrica en México. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) reportó que su Red Nacional de Transmisión (RNT) alcanzó un índice de disponibilidad del 99.58% al cierre de septiembre, con una capacidad de transformación de 167,390 MVA, superando los niveles de años anteriores.
Estos resultados son atribuibles a una inversión significativa en el mantenimiento y modernización de la RNT, que incluye la expansión de líneas de transmisión, el aumento en el número de subestaciones y la incorporación de tecnología avanzada para atender la creciente demanda de energía en el país.
Durante el trimestre, el sector de transmisión registró altos volúmenes de energía, en línea con la estacionalidad de la demanda. Los ingresos provenientes del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) alcanzaron los 22,255 millones de pesos. En este contexto, la distribución para inversionistas de la CFE FIBRA E fue de 0.8459 pesos por certificado (Serie “A”), un 47% superior a la Distribución Trimestral Mínima.
El rendimiento promedio anualizado de la Fibra E alcanzó un 13.40%, superando el índice general de FIBRAS en México, que es del 7.11%.
José Manuel Mújica Díaz, jefe de Estrategia y Regulación de CFE Transmisión, mencionó el avance de 60 proyectos de inversión en transmisión de energía programados para 2024, enfatizando la estrategia de la CFE para modernizar y ampliar su infraestructura.
Shell Brasil Petróleo Ltda. ha iniciado la producción del FPSO Marechal Duque de Caxias, que se encuentra en el campo Mero, en la zona pre-sal del océano Atlántico. Este facility tiene una capacidad operativa de 180,000 barriles de petróleo por día, con una participación de Shell del 19.3%.
Zoë Yujnovich, Directora de Gas Integrado y Upstream de Shell, comentó que «Mero-3 demuestra nuestro compromiso con proyectos cada vez más eficientes y competitivos».
Además, subrayó la importancia de Brasil como un contribuyente clave a la producción de petróleo y gas en aguas profundas de la compañía.
El FPSO Marechal Duque de Caxias está situado a 200 kilómetros de la costa de Río de Janeiro, en una profundidad de agua de 2,200 metros. Su antecesor, el FPSO Sepetiba (Mero-2), comenzó su producción en diciembre de 2023, y el FPSO Guanabara (Mero-1) inició operaciones en mayo de 2022. Este avance destaca la colaboración continua entre Shell y Petrobras en uno de los campos más productivos del país.
El sector energético en México ha experimentado una transformación compleja en los últimos años, caracterizada por la incertidumbre regulatoria y judicial, que ha afectado significativamente al sector energético como resultado del desincentivo a las inversiones privadas de compañías nacionales e internacionales. Un impulso favorable que se había experimentado en la generación y distribución de energía con anterioridad.
Ante este contexto, Manuel Ahumada, socio director de Enlight Mexico, empresa dedicada a la generación distribuida, explicó que esta incertidumbre se convirtió en un factor constante, durante un periodo desde 2018 hasta 2020, donde las compañías, tanto mexicanas como internacionales, enfrentaron dificultades para adoptar sistemas y tecnologías avanzadas de generación energética.
“Veníamos de una etapa muy positiva en donde todo fue un impulso a la generación, a la distribución, transmisión. Las decisiones y la falta de claridad en cuanto al marco regulatorio impidieron la continuidad de muchos proyectos”, expresó.
Sin embargo, hacia la segunda mitad del sexenio, se produjo un cambio inesperado pues, finalmente, empezó a quedar claro qué era lo que no se podía hacer en México y lo que sí. De acuerdo con Manuel Ahumada, este entendimiento brindó un respiro al sector de la generación distribuida, permitiendo que compañías como Enlight avanzaran en sus proyectos y generar un mayor crecimiento.
“Las grandes compañías que operan en México se dieron cuenta que el único camino viable en nuestro país era a través de la generación distribuida. Como resultado de esto, la cantidad de solicitudes y de proyectos, de la mano del financiamiento que ponemos a su alcance, han sido increíbles”, añadió.
Impacto de la reforma judicial y la inversión extranjera
En relación con la reforma judicial recientemente aprobada, Manuel Ahumada señala que ha generado inquietud, particularmente entre los inversionistas extranjeros, lo que ha resultado en la ambigüedad del financiamiento proyectos energéticos en México.
“Existe mucha incertidumbre, principalmente de inversionistas y bancos extranjeros, de si las decisiones serán tomadas bajo una perspectiva de democracia, así como un temor que se centra en la percepción de un debilitamiento del Estado de derecho”, explicó.
Sin embargo, a pesar de los retos, el directivo se muestra optimista sobre la próxima administración encabezada por Claudia Sheinbaum, destacando su perfil académico así como su enfoque ambientalista, pues asegura que la actual presidenta ha demostrado interés en proyectos de generación distribuida.
“Creemos que es una persona absolutamente diferente. La profundidad de su conocimiento nos deja ver que entiende los retos que enfrentará el sistema eléctrico nacional, lo que abre oportunidades para fortalecer el sector”, compartió, haciendo referencia a la participación activa de Claudia Sheinbaum en proyectos como Ciudad Solar, en la Central de Abastos de la Ciudad de México.
De igual forma, y de acuerdo con Manuel Ahumada, el principal desafío para el sector energético radica en que el próximo gobierno establezca una postura clara respecto a la participación de la iniciativa privada, pues la incertidumbre continuará afectando a los fondos internacionales, quienes podrían dudar en apostar por México, pese al enorme potencial de generación de energía limpia con que cuenta país.
“La falta de claridad y este tema de dejar de lado a la industria privada ha dejado una especie de suciedad en el atrevimiento de los grandes inversionistas, creando barreras para el crecimiento pues dejan de lado que somos uno de los países con mayor potencial para la generación de energía limpia”, puntualizó.
Para Manuel Ahumada, la clave se encuentra en una regulación clara que permita la continua operación de compañías como Enlight, bajo el marco de la generación distribuida, y así abrir la posibilidad de aumentar la capacidad permitida para la generación exenta, que actualmente se encuentra limitada a medio megavatio.
Asimismo, el crecimiento del consumo energético en México es otro de los retos a tratar, puesto que las compañías e industrias, en el contexto actual de relocalización de industrias (nearshoring), están priorizando el acceso a la energía por encima de la ubicación geográfica.
«Hoy en día es más importante el acceso a energía que la ubicación geográfica y nuestro país no está preparado para absorber la demanda energética que trae consigo este fenómeno», afirmó.
Manuel Ahumada añadió que la electromovilidad se sumará en este impulso al incremento en el consumo de energía durante los próximos años, con la adopción de vehículos eléctricos y otras tecnologías, lo que plantea un desafío para México, ya que el sistema eléctrico no está preparado para satisfacer esta nueva necesidad, un aumento que se espera
“Estamos viendo una ola impresionante y el impacto de esta transición será significativo, exigirá mejoras en la infraestructura energética, así como en la capacidad de generación, almacenamiento y distribución de electricidad”.
El papel de las microredes y el almacenamiento en baterías
En cuanto a las soluciones que existen actualmente para sortear estos retos, Manuel Ahumada resaltó la importancia de aquellos sistemas que permiten a los usuarios optimizar el uso de energía almacenada en baterías, como las microredes.
«El poder hacer ese arbitraje de energía y el recortar la punta en la demanda permite que los usuarios industriales, centros comerciales, retails, hagan un ahorro realmente exponencial”, explicó.
Añadió que, en este sentido, el uso de baterías también proporciona una ventaja crucial en términos de confiabilidad, permitiendo a las empresas e industrias una continuidad operativa incluso durante cortes de energía. Una tecnología que, resaltó, ha sido particularmente valiosa en regiones donde el sistema eléctrico es más frágil, como el sureste del país y Baja California”.
Asimismo, destacó que, desde 2019, Enlight ha experimentado un crecimiento sustancial en la adopción de estas soluciones, impulsado en parte por la reducción de costos en tecnologías de almacenamiento, a través de un financiamiento, como el Net Zero Fund, para la implementación de infraestructura energética sin necesidad de inversión inicial.
De igual forma, el directivo subrayó la necesidad de utilizar las mejores marcas y tecnologías disponibles en el mercado global, mediante lo cual garantizar la calidad y eficiencia de los sistemas instalados.
“Hay que tener mucho cuidado de que a México llegue lo mejor de lo mejor y de que no existan sustos de ningún tipo, que no exista entrada a equipos de baja calidad que puedan comprometer el desarrollo del sector”.
Finalmente, Manuel Ahumada destacó la importancia del diálogo entre el sector privado y el nuevo gobierno para fomentar el crecimiento del sector energético en México.
“No tuvimos espacios para sentarnos a dialogar en el último sexenio, necesitamos una mayor apertura por parte de la nueva administración, ya que esto podría generar sinergias que fortalezcan la infraestructura energética del país”.
Con la llegada de un nuevo sexenio, señaló que el verdadero reto será mantener ese crecimiento, adaptándose a los cambios políticos y aprovechando las oportunidades que el futuro de la energía renovable y la generación distribuida ofrecerán a México.
Como resultado de esto, y a pesar de los retos regulatorios y económicos, el directivo mantiene una visión positiva sobre el futuro de Enlight y del sector en general.
«Hemos superado pandemias, cambios de gobierno, situaciones muy delicadas en el país, cambios regulatorios. Estamos creciendo de forma firme año con año, preparados para este próximo sexenio y para los próximos años», concluyó.
BBVA y BID Invest han firmado un memorando de entendimiento para desarrollar y financiar dos proyectos solares fuera de la red en la Amazonía colombiana, con un costo total de aproximadamente 40 millones de dólares. Este acuerdo se anunció durante la conferencia COP16 en Cali, Colombia.
Los proyectos, denominados ‘Centenario’ en Puerto Leguizamo (Putumayo) y ‘Matakavi’ en Mitú (Vaupés), incluirán almacenamiento en baterías y proporcionarán energía limpia las 24 horas del día, reduciendo la dependencia de generadores diésel. Se estima que esta iniciativa evitará el uso de aproximadamente 2,21 millones de galones de diésel al año, lo que a su vez reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero y mejorará la calidad del aire en la región.
DUE Capital and Services, el patrocinador principal, aportará su experiencia en el desarrollo de energía renovable en áreas remotas. Además de BID Invest, la financiación también involucra a BBVA, Bonus Gestión de Activos y Financiera de Desarrollo Nacional (FDN).
La iniciativa busca cumplir con varios Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas, específicamente en Energía asequible y no contaminante (ODS 7), Acción por el clima (ODS 13), y Vida de ecosistemas terrestres (ODS 15).
El compromiso de BBVA con la región también incluye la participación de la Fundación Microfinanzas BBVA, que se unió como miembro fundador a la Red Financiera para la Amazonía, un proyecto impulsado por la Corporación Financiera Internacional (IFC) y BID Invest.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha aprobado una modificación al Programa de Transición del pozo Chucox-1EXP, operado por Pemex, en el municipio de Huimanguillo, Tabasco. Esta modificación permitirá la recuperación de aproximadamente 93 mil barriles de aceite y 24 millones de pies cúbicos de gas.
Descubierto en 2022, el pozo Chucox-1EXP se localiza en un yacimiento de 6.5 kilómetros cuadrados y se centra en la producción de aceite negro de 22 grados API en el Plioceno Inferior. La modificación tiene como objetivo dar continuidad a la producción temprana y desarrollar trabajos preparatorios para la presentación de un Plan de Desarrollo más amplio.
Pemex Exploración y Producción realizará una inversión de 9.56 millones de dólares, que incluirá la operación de dos pozos, un gasoducto y un sistema de Bombeo Neumático. La duración estimada de estos trabajos es de cuatro meses. La CNH evaluó la propuesta y determinó que es técnica y económicamente viable para maximizar el potencial del pozo y contribuir al incremento de reservas de hidrocarburos en el país.
Esta modificación entra en vigor inmediatamente y permanecerá vigente hasta su fecha límite o hasta que se presenten nuevas modificaciones.
Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, confirmó que Colombia no requerirá importaciones adicionales de gas en 2025, gracias a la capacidad de producción existente y a la infraestructura disponible.
«La demanda y la capacidad de producción no requerirán volúmenes adicionales de gas», destacó Roa.
Para abordar la situación del gas, el presidente de Ecopetrol indicó que se realizarán nuevos estudios para evaluar el déficit de gas hasta que comience a operar el gas proveniente de la costa afuera en La Guajira. La importación de gas para la generación de energía en termoeléctricas se mantendrá, y entre 2024 y 2026, la empresa destinará 1.3 mil millones de dólares a nuevas reservas de petróleo y gas, así como para mejorar la producción.
Roa anticipa que el déficit de gas para 2024 será de 7.5 mil millones de dólares, pero para 2025, Ecopetrol no espera estar en déficit.
«Las inversiones en gas que hemos anunciado rondan los 1,300 millones de dólares, y esa es la apuesta que estamos haciendo para incrementar el potencial de gas en tierra y costa afuera», agregó.
Además, subrayó que la compañía está transformándose en una empresa de gas, dado que las reservas de petróleo se están agotando.
«Estamos haciendo un esfuerzo más grande y gastando más dinero que antes, porque estamos exprimiendo los pozos donde había petróleo, y eso requiere de inversión y tecnología», concluyó Roa.
En su conferencia de prensa matutina, la presidenta Claudia Sheinbaum explicó el envío de 400 mil barriles de petróleo a Cuba, destacando razones humanitarias para esta decisión. Sheinbaum destacó que el gobierno mexicano no apoya el bloqueo que impacta a la isla y explicó:
“Se va a apoyar a Cuba, se está apoyando primero técnicamente, no tengo el dato exactamente de cuántos, pero sí son 400 mil, sólo para que tengan una idea México produce al día de 1.6 a 1.8 millones de barriles diarios, entonces 400 mil barriles no es ni siquiera la producción de un día. Nada más para que se ponga balance en el número, pero aunque haya críticas nosotros vamos a ser solidarios por razones humanitarias”.
El cargamento de crudo partió desde el puerto de Pajaritos, en Coatzacoalcos, Veracruz, en el buque petrolero Vilma, en medio de una fuerte crisis energética en Cuba que ha afectado su red eléctrica. La agencia Reuters reportó que México ha exportado aproximadamente 20 mil barriles de crudo Olmeca a la isla entre enero y septiembre de este año, complementando las entregas de Venezuela, su principal proveedor.
Los envíos mexicanos, realizados en los mismos buques que transportan crudo venezolano, se gestionan a través de una filial de Petróleos Mexicanos (Pemex), Gasolinas Bienestar, S.A. de C.V. Según la información reportada en la forma 20-F de Pemex presentada ante la Comisión de Bolsa y Valores (SEC) de Estados Unidos en abril de 2023, los suministros han sido continuos desde el año pasado.
ExxonMobil Corp ha acordado la venta de cinco bloques de petróleo y gas en la formación de Vaca Muerta, Argentina, a Pluspetrol. La transacción incluye también la participación de Oldelval, según informó una fuente de la compañía.
Este movimiento se produce en un contexto donde Argentina busca potenciar su economía a través de Vaca Muerta, que es la segunda reserva de gas no convencional del mundo y la cuarta de petróleo. ExxonMobil, que inició el proceso de venta de estos activos el año pasado, no ha revelado detalles sobre el monto ni los plazos de la transacción.
Pluspetrol, que ya tiene una operación en Vaca Muerta, planea perforar entre 20 y 25 pozos anuales entre 2025 y 2029. Además, la empresa ha expresado interés en participar en dos proyectos de gas natural licuado (GNL) que se están analizando para facilitar la exportación del gas extraído de esta formación.
VEMO, una cleantech mexicana enfocada en la movilidad eléctrica, ha instalado 11 electrolineras en Puebla como parte de su plan de expansión de la red de recarga pública. Con esta acción, la empresa suma un total de 550 posiciones de recarga en el país.
Carlos Levy, Head de la VEMO Charging Network, destacó que esta instalación forma parte del desarrollo de un ecosistema de movilidad limpia en el estado. En el tercer trimestre de 2024, la Electromovilidad Asociación (EMA) reportó 3,273 cargadores públicos para vehículos eléctricos en México, un aumento del 2% respecto al trimestre anterior.
La EMA también indicó un crecimiento del 34% en las ventas de vehículos eléctricos e híbridos conectables, evidenciando la necesidad de una infraestructura de recarga confiable.
En el campus del Tec de Monterrey se pueden encontrar cinco cargadores de alta potencia con capacidad de 35 kW, mientras que en Angelópolis hay seis cargadores con capacidad de 45 kW. Los usuarios pueden acceder a la VEMO Charging Network mediante la aplicación “Watts by VEMO”, que permite localizar estaciones de recarga y gestionar el proceso de carga.
