AMESPAC exige reglas claras para pago de deuda de Pemex
La Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros (AMESPAC) solicitó al gobierno de Claudia Sheinbaum establecer reglas, calendario y criterios de pago para atender la deuda de 94 mil millones de pesos que Petróleos Mexicanos (Pemex) mantiene con sus afiliados.
De acuerdo con Rafael Espino de la Peña, presidente de AMESPAC, el saldo incluye 12 mil millones por facturas vencidas, 8 mil millones por facturas no vencidas y 74 mil millones por estimaciones certificadas que aún no han sido habilitadas en el sistema de Codificación de Pagos y Descuentos (COPADE). “Nos mantenemos en una situación de falta de pagos crítica”, advirtió el empresario.
La asociación propuso instalar una mesa de trabajo con funcionarios autorizados para definir el funcionamiento del vehículo financiero anunciado el 5 de agosto, destinado a regularizar pagos en 2025. También pidió habilitar la facturación certificada de 2024 en COPADE, ante la falta de liquidación de servicios ya prestados.
Actualmente, la deuda comercial total de Pemex con proveedores y contratistas asciende a 431 mil millones de pesos, lo que ha generado preocupación en el sector. Las empresas afiliadas a AMESPAC proveen servicios clave para la perforación, terminación, mantenimiento y producción de hidrocarburos.
Espino reconoció la intención del gobierno de reducir el ciclo de pago a un máximo de dos meses, sin facturas vencidas fuera de ese plazo, y consideró que la solvencia operativa del sector es esencial para alcanzar la meta de producción de 1.8 millones de barriles diarios. “Reactivar equipos, preservar empleos y garantizar la continuidad de proyectos es indispensable para fortalecer la seguridad energética del país”, concluyó
El Instituto Mexicano del Petróleo reafirma su misión de desarrollar tecnologías de punta
En el marco del 60 aniversario del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), se inauguró la Semana de Exploración y Producción, foro técnico que reúne a representantes de Pemex, asociaciones gremiales, instituciones académicas y expertos de la industria.
Durante el acto, la directora general del IMP, Dra. Elizabeth Mar Juárez, presentó la visión estratégica del instituto para fortalecer el desarrollo tecnológico en exploración, producción y transición energética, en coordinación con Petróleos Mexicanos y otros aliados del sector. En su mensaje, la Dra. Mar subrayó que, conforme a la estrategia delineada por Pemex, el enfoque se dirige a las cuencas del sureste, tanto marinas como terrestres, y a las cuencas de Veracruz, áreas con alto potencial de producción.
“Si hacemos un símil con las cuencas que tenemos aquí en nuestro país, veremos todo el potencial que existe”, expuso. Comparó este potencial con la cuenca Pérmica de Estados Unidos, resaltando la relevancia estratégica de su desarrollo. “Hemos adoptado nuevas técnicas de refacturamiento, recuperación mejorada de petróleo y terminaciones innovadoras de pozos, lo que ha incrementado la rentabilidad y productividad”, puntualizó.
La directora del IMP detalló que se han implementado protocolos avanzados para el tratamiento de aguas y tecnologías para el acondicionamiento del crudo, con el objetivo de reducir la huella ambiental. “No solamente estamos trabajando en la parte de la producción, estamos también trabajando en cómo reducir nuestra huella ambiental y los costos asociados con la gestión del agua”, señaló. Además, el instituto está diversificando su portafolio hacia proyectos de bajas emisiones, captura de carbono y generación de hidrógeno, alineados con el nuevo plan estratégico de Pemex 2025-2030. “Estamos operando en un nuevo ecosistema que nos permitirá innovar de forma diferente y más rápida”, afirmó.
Trayectoria y visión estratégica
Luis Enrique Salomón Mora, presidente nacional de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, propuso que el IMP sea “los brazos y el cerebro junto con Pemex, institutos, centros de investigación y universidades, para proveer la energía que requiere nuestro país” y reconoció que “todos aquí, estoy seguro, tenemos un poquito de sangre del instituto”.
Por su parte, la Mtra. Claudia Alicia Estañol Suárez, presidenta de la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración, reconoció el reto que asume la Dra. Mar como primera mujer en dirigir el IMP y afirmó que “tenemos que llegar juntos, no atrás, sino realmente ir en paralelo para desarrollar toda la energía”. Agregó que “desde su fundación en 1965, el IMP ha contribuido a toda la cadena de valor, desde la exploración y producción hasta el transporte”.
En representación de la Facultad de Ingeniería de la UNAM, la Dra. Paulina Comora Figueroa, jefa de la División de Ciencias de la Tierra, resaltó que “la relación entre la Facultad y el IMP ha permitido llevar el conocimiento desde las aulas al campo y retroalimentar nuestros programas académicos con experiencia práctica”, y señaló que “el contexto energético actual nos presenta nuevos desafíos, como la transición energética, la optimización de recursos y la transformación digital”, e hizo un llamado a “renovar y fortalecer aún más nuestra colaboración integrando nuevas áreas de conocimiento y fomentando proyectos interdisciplinarios”.
El Ing. José Antonio Escalera, referente histórico de Pemex, recordó que “hay valor muy importante en los laboratorios de geoquímica, que nos permitieron entender lo que hoy es muy importante: los sistemas petroleros”. Y apuntó que “ahí está el potencial de México. Hay que trabajar muy fuerte en eso, cuidando el medio ambiente” y mencionó como hitos “los trabajos de sedimentología y en aguas profundas que han apoyado a definir las estrategias de exploración de Petróleos Mexicanos”.
Finalmente, el Dr. Ulises Hernández, subdirector de Exploración de Pemex, subrayó que “las contribuciones de los técnicos y científicos del IMP están visibles en cada parte de la cadena de valor de exploración y producción”, detallando que el instituto ha desarrollado soluciones que “permiten capturar el mayor valor de los hidrocarburos ya extraídos”, y destacó su papel en la transición energética, con proyectos que van desde “la generación eólica en plataformas marinas y el aprovechamiento geotérmico de pozos petroleros hasta la conversión de emisiones de gas y CO₂ en combustibles líquidos” y la “exploración de hidrógeno geológico o blanco”.
Claudia Sheinbaum supervisa central de ciclo combinado en Colima
La presidenta Claudia Sheinbaum visitó este sábado la Central Eléctrica de Ciclo Combinado “General Manuel Álvarez Moreno”, ubicada en Manzanillo, durante su gira de trabajo por el estado de Colima. Acompañada por la gobernadora de la entidad, Indira Vizcaíno, la mandataria recorrió las instalaciones de la planta operada por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), considerada clave para fortalecer el suministro eléctrico en la región.
La visita se enmarca en el inicio de operaciones de las unidades 17 y 18 del complejo, que forman parte de la tercera etapa del proyecto. Actualmente, se construye una turbina de vapor que aportará cerca de 349 megavatios (MW), lo que permitirá ampliar la capacidad instalada y mejorar la cobertura energética en el occidente del país. Según información oficial, esta infraestructura busca atender la creciente demanda eléctrica en zonas industriales y portuarias.
La Central de Ciclo Combinado utiliza gas natural como fuente principal y combina turbinas de gas y vapor para mejorar la eficiencia operativa. Este tipo de infraestructura representa una apuesta por la modernización del sistema eléctrico nacional, con énfasis en tecnologías de alto rendimiento y menor impacto ambiental.
La visita presidencial se enmarca en una serie de actividades orientadas a supervisar proyectos estratégicos de infraestructura, entre ellos obras en el puerto de Manzanillo y la construcción de puentes vehiculares en distintos municipios. Estas acciones reflejan el enfoque gubernamental en conectividad, energía y desarrollo regional.
Equinor pone en marcha campo petrolero en Noruega
El gobierno de Noruega celebró la apertura oficial del campo petrolero Johan Castberg, ubicado en el Mar de Barents, al norte de Noruega. El evento reunió a autoridades del Ministerio de Energía, representantes de Equinor, Vår Energi, Petoro, Aker Solutions, organismos reguladores y trabajadores del FPSO Johan Castberg.
Con una capacidad máxima estimada de 220,000 barriles diarios, el campo operará durante al menos 30 años, consolidándose como uno de los desarrollos más relevantes en la región. Equinor lidera el proyecto con una participación del 46.3%, seguido por Vår Energi, con 30%, y Petoro con el 23.7%.
Durante el acto, el ministro de Energía, Terje Aasland, señaló que “con Castberg en operación, el Mar de Barents ahora cuenta con nuestro segundo campo petrolero más grande, el segundo campo de gas más importante y la mayor reserva en evaluación para desarrollo”. Agregó que el proyecto representa efectos positivos en tierra firme, al generar empleos y dinamizar la actividad local.
Por su parte, Kjetil Hove, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción de Equinor, indicó que “a lo largo de la vida productiva del campo, realizaremos inversiones significativas que crearán empleos y oportunidades para la industria de suministros”.
El campo Johan Castberg está conformado por los descubrimientos Skrugard, Havis y Drivis, realizados entre 2011 y 2014. Las operaciones de perforación contemplan un total de 30 pozos, con trabajos activos hasta 2026. La operación se coordina desde la oficina de Equinor en Harstad, con base logística y aérea en Hammerfest.
Proyecto Texas LNG obtiene validación ambiental
La Comisión Federal Reguladora de Energía emitió el informe ambiental final para Texas LNG, proyecto en desarrollo en el puerto de Brownsville, Texas. El documento concluye el análisis sobre calidad del aire y justicia ambiental, aspectos que habían sido cuestionados ante tribunales.
Texas LNG, filial de Glenfarne Group, busca avanzar en su planta de exportación de gas natural licuado con una estrategia que, según la empresa, reducirá significativamente las emisiones al utilizar motores eléctricos. Brendan Duval, director de Glenfarne, afirmó que el informe “confirma la base de la autorización existente para este proyecto”.
Se prevé que la orden definitiva se emita en noviembre, lo que permitiría al proyecto avanzar hacia una decisión final de inversión antes de que termine 2025. Además, este avance se suma a otros proyectos de Glenfarne, como Alaska LNG y Magnolia LNG, que también se encuentran en etapas clave de evaluación.
La planta ya cuenta con acuerdos de compra de gas por parte de empresas como EQT Corporation, Gunvor Group, Macquarie Group y una firma europea de servicios públicos. El desarrollo está a cargo de Kiewit, bajo un esquema de construcción pactado por contrato.
Hacienda mantiene sin estímulo a combustibles; van 18 semanas
La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) confirmó este viernes que, por decimoctava semana consecutiva, la gasolina Magna y el diésel permanecerán sin estímulo fiscal, de acuerdo con el decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF). Esta medida se mantendrá vigente del 9 al 15 de agosto de 2025.
El documento también establece que la gasolina Premium continuará sin apoyo al Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), situación que se mantiene desde octubre de 2023. Con ello, los consumidores seguirán absorbiendo el costo total del impuesto por litro en los tres tipos de combustible.
Actualmente, los conductores deben pagar 6.45 pesos de impuesto por litro de gasolina Magna, cuyo precio promedio nacional se ubica en 23.48 pesos; 7.09 pesos por litro de diésel, con un precio de 26.32 pesos; y 5.21 pesos por litro de gasolina Premium, que se comercializa en 25.74 pesos. Estos montos corresponden al total del IEPS, sin estímulo fiscal vigente.
La eliminación del estímulo fiscal ocurre en un contexto marcado por ajustes en la política energética y fiscal del país, y se suma a otros anuncios recientes como la renovación del acuerdo voluntario para mantener el tope de 24 pesos por litro en la gasolina regular, confirmado por la presidenta Claudia Sheinbaum.
AMPES advierte tras anuncio sobre tope de precios en gasolina regular
La Asociación Mexicana de Proveedores de Estaciones de Servicio (AMPES) alertó sobre la complejidad que implica la formación de precios de los combustibles en México, al señalar que se trata de un fenómeno multifactorial influido por variables internacionales, operativas y regulatorias.
De acuerdo con el organismo, los precios no se determinan de forma aislada, sino que responden a una serie de elementos interconectados que incluyen la cotización del petróleo, el tipo de cambio, los costos de refinación y transporte, así como la ubicación geográfica de cada estación de servicio respecto a las terminales de abasto. “El mercado internacional cambia todos los días, viéndose afectado por múltiples factores como guerras e inestabilidad en las naciones”, señaló la asociación.
A estos elementos se suman los gastos derivados de fletes, seguros y fianzas, junto con el cumplimiento de normativas técnicas, ambientales y fiscales que deben atender tanto las estaciones como las terminales de abastecimiento. Estos requisitos, según AMPES, representan una carga operativa significativa que incide directamente en el precio final al consumidor.
La asociación hizo un llamado a realizar análisis responsables que consideren tanto la estabilidad económica como la viabilidad operativa del sector. En ese sentido, destacó la necesidad de garantizar el cumplimiento normativo en materia de seguridad, legalidad y medio ambiente, sin comprometer la competitividad del mercado.
AMPES reiteró su disposición para colaborar con autoridades, empresarios gasolineros y actores del sector energético, con el objetivo de fortalecer un entorno de certidumbre jurídica y eficiencia operativa que contribuya al desarrollo del país y a la sostenibilidad de las estaciones de servicio.
Este posicionamiento se da luego del anuncio realizado este jueves por la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo, sobre la renovación del acuerdo voluntario para mantener el tope de 24 pesos por litro en el precio de la gasolina regular.
BP inicia producción en nuevo proyecto en Golfo de México
BP ha iniciado el proyecto Argos Southwest Extension en el Golfo de México, sumando 20,000 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d) a la plataforma Argos, que opera desde 2023. La expansión incluye tres nuevos pozos y un centro de perforación ubicado a cinco millas al suroeste de la instalación actual, conectados mediante infraestructura submarina que extiende el yacimiento Mad Dog.
Este proyecto es el quinto desarrollo mayor que BP pone en marcha en 2025, éste cuenta con una capacidad bruta de hasta 140,000 barriles diarios, y es operada por BP con una participación del 60.5%, junto a Woodside Energy (23.9%) y Union Oil Company of California, filial de Chevron (15.6%).
BP prevé dos proyectos adicionales en el Golfo para 2027: la expansión del Centro de perforación 1 de Atlantis, con una producción estimada de 15,000 boe/d en 2026, y la ampliación de las instalaciones principales de Atlantis, que aprovechará infraestructura existente para aumentar el rendimiento del campo.
Además, la empresa avanza en el desarrollo de Kaskida, su sexta plataforma en el Golfo de México, con una capacidad proyectada de 80,000 barriles diarios. Este proyecto busca liberar 10,000 millones de barriles de recursos descubiertos en el Paleógeno, mientras se evalúa la inversión final para el proyecto Tiber-Guadalupe, prevista para 2025.
Pemex descarta fracking, advierte dependencia energética
Durante el Foro Nacional de Energía celebrado en el Senado de la República, el director general de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, aseguró que no se aplicará fracking en México bajo sus métodos convencionales. “El fracking es muy distinto en la actualidad, nosotros no vamos a hacer eso”, afirmó, sin precisar qué variantes podrían considerarse viables.
Rodríguez Padilla enfatizó que la estrategia de Pemex se centra en los yacimientos convencionales, y que cualquier proyecto que implique tecnologías complejas deberá pasar por una evaluación de viabilidad y contar con la autorización correspondiente. “No estamos haciendo explotación de recursos no convencionales”, aclaró.
En cuanto a las zonas prioritarias, el ejecutivo señaló que el enfoque exploratorio está dirigido a las cuencas del sureste, tanto en su posición marina como terrestre, así como a las cuencas de Veracruz. También destacó el bloque Trion, ubicado en aguas profundas, donde se estima una producción de entre 130,000 y 140,000 barriles diarios. “Estamos en aguas realmente profundas, pero se trata de un yacimiento convencional”, puntualizó.
Durante la presentación del Plan Estratégico 2025–2035, se mencionó la posibilidad de reactivar proyectos mediante el uso de técnicas no convencionales para incentivar la producción de gas natural. En ese contexto, Rodríguez Padilla subrayó que México tiene un gran potencial energético, pero que su aprovechamiento debe responder a decisiones colectivas. “Corresponde al pueblo decidir”, afirmó.
Por otra parte, el director general de Pemex advirtió sobre la alta dependencia de México respecto al gas natural importado desde Estados Unidos, que actualmente alcanza hasta el 96 %. “Hemos llegado a depender hasta en un 96 % de los Estados Unidos (…) Sin petróleo y sin gas natural, tenemos problemas”, expresó. También destacó la recuperación del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) como brazo tecnológico de la empresa.