Pemex anunció una estrategia integral de transición energética centrada en recuperación de gas de antorcha, eficiencia térmica, cogeneración y gestión de energía y agua. Más allá del discurso, el reto es operativo: confiabilidad, costos, emisiones y cumplimiento. Qué es verificable, qué falta medir y cómo impacta a upstream, midstream y refinación.
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La IEA ajustó al alza su previsión de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2026. El movimiento no es estadístico: es una señal estructural que afecta la colocación de crudo, los diferenciales y la planeación comercial de productores presionados como Pemex, especialmente en el mercado de crudos pesados.
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Pemex redujo el diferencial (K-factor) del crudo Maya para entregas de febrero de 2026. El movimiento refleja presión competitiva en mercados clave como la Costa del Golfo de Estados Unidos y anticipa un año de colocación más exigente para los crudos pesados mexicanos.
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Pemex incrementó 66% su inversión 2026 para extracción mediante fractura hidráulica y concentró el esfuerzo en el Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec). El movimiento es una señal estratégica: cuando el portafolio convencional se agota, la empresa vuelve a “geología compleja”, pero lo hace en un entorno con incertidumbre regulatoria, presión social y retos técnicos que históricamente han castigado costos y resultados.
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Pemex vuelve a buscar liquidez en el mercado local en un contexto donde los contratos mixtos pilar del plan para atraer capital privado no detonaron inversión suficiente ni mitigaron riesgos operativos. El resultado no es solo presión financiera: es un deterioro del 'motor' de CAPEX, mantenimiento y producción futura, que vuelve más frágil la sostenibilidad de la empresa rumbo a 2026–2027.
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Pemex, el IMP, el INEEL y la UNAM iniciaron un proyecto conjunto para evaluar el potencial geotérmico en México utilizando conocimiento, datos e infraestructura del sector hidrocarburos. No es una solución inmediata a la transición, pero sí un experimento técnico relevante que puede redefinir cómo Pemex aprovecha su experiencia en el subsuelo más allá del petróleo.
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Grupo Carso acordó comprar Fieldwood México, subsidiaria mexicana de Lukoil, por 270 millones de dólares y asumir pasivos financieros, para consolidar el control total de los campos costa afuera Ichalkil y Pokoch en Campeche. La operación es una señal del regreso del capital privado nacional al upstream, de cómo las sanciones reordenan activos y de los riesgos reales de operar campos maduros en aguas someras bajo regulación y escrutinio internaci
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Pemex plantea para 2026 sostener 1.8 mbd, perforar más de 2,000 pozos, ejecutar 1,300 reparaciones mayores y elevar el procesamiento (incluida Olmeca) para reducir importaciones. La pregunta no es si el objetivo “suena bien”, sino si las capacidades reales de equipos, mantenimiento, disponibilidad de refinerías y logística permiten cumplir sin provocar paros, costos extra y regresos forzados a importaciones.
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