El precio del petróleo este martes 21 de octubre mostró una recuperación moderada después de la caída de la víspera, en medio de la persistente preocupación por el exceso de oferta y la tensión comercial entre Estados Unidos y China, los dos mayores consumidores de crudo del mundo.

A las 4:19 a.m. (hora de la Ciudad de México), los futuros del Brent avanzaban 52 centavos (0.84%) para ubicarse en 61.52 dólares por barril. Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI) con entrega en noviembre, que vence este martes, subía 53 centavos (0.9%) a 58.05 dólares. El contrato más activo para diciembre ganaba 52 centavos (0.9%), cotizando en 57.54 dólares.

¿Por qué el mercado del petróleo enfrenta presión por exceso de oferta?

La caída previa de los precios, que los llevó a su nivel más bajo desde mayo, se relaciona con un mercado saturado y con el impacto económico derivado de la disputa comercial entre Washington y Pekín.

Expertos señalan que mientras el Brent se mantenga por debajo de los 65 dólares, las posiciones bajistas continuarán dominando, reflejando desconfianza sobre la estabilidad de la demanda a corto plazo.

Además, tanto el WTI como el Brent se encuentran en estructuras de contango, una condición del mercado en la que los precios de entrega inmediata son menores a los de entrega futura. Este fenómeno indica abundancia de crudo disponible y un posible debilitamiento en el consumo.

¿Qué papel juega la OPEP+ en el actual comportamiento del crudo?

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados —grupo conocido como OPEP+ e integrado también por Rusia— han continuado con sus planes de aumentar la producción.

Estas decisiones han impulsado las previsiones de excedentes de petróleo tanto para el cierre de este año como para 2026, según estimaciones recientes de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). El organismo calcula un superávit mundial cercano a 4 millones de barriles diarios para ese año.

Sin embargo, algunos analistas consideran que la preocupación por un exceso masivo de crudo podría ser prematura. Si bien el mercado apunta hacia un posible supercontango —una curva de futuros con fuertes diferencias de precio entre plazos—, los datos actuales no muestran una inclinación pronunciada que confirme esa tendencia.

¿Qué factores influirán en el precio del petróleo este martes 21 de octubre?

Además del aumento de inventarios, los operadores mantienen la atención en las negociaciones comerciales entre Estados Unidos y China, que continúan afectando la confianza del mercado energético.

Mientras tanto, el precio del petróleo este martes 21 de octubre se mantiene en una frágil estabilidad, condicionado por la oferta abundante, las expectativas de crecimiento global moderado y las decisiones de producción de la OPEP+.

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La Secretaría de Energía (SENER) está evaluando la posibilidad de rescindir contratos de exploración que no cumplieron sus metas, lo que permitiría que Pemex recuperaría campos de cancelar ciertos contratos y retomarlos bajo su gestión directa o en alianzas mixtas. Energía y Ecología te trae los detalles.

Pemex recuperaría campos de cancelar ciertos contratos: el marco regulatorio

El nuevo Reglamento de la Ley del Sector Hidrocarburos, publicado el 3 de octubre, incorpora la figura de la recisión administrativa. Esta herramienta faculta a la SENER a revocar contratos cuando la empresa adjudicataria no alcanza los niveles de inversión o producción pactados. En esos casos, el contrato puede ser cancelado y reasignado a Petróleos Mexicanos (Pemex). A su vez, la explotación del bloque o se haría con un convenio mixto donde el Estado garantice al menos el 40 % del flujo de caja.

Evaluación de cumplimiento y viabilidad

Los criterios de revisión incluyen análisis técnicos, económicos y jurídicos. Si el estudio concluye que el proyecto no es rentable para el Estado, se procede a la cancelación y a la transferencia del activo a Pemex. Esta evaluación es encabezada conjuntamente por la propia empresa estatal y la Secretaría de Energía (SENER), quienes actuarán de manera unilateral en caso de incumplimiento.

Cómo funcionarán los contratos mixtos

En los esquemas mixtos, el socio privado asume la totalidad de la operación, mientras que Pemex recibe una participación mínima del 40 % de los ingresos generados. Este modelo busca combinar la capacidad financiera y tecnológica del sector privado con la experiencia operativa de la empresa estatal, reduciendo riesgos y asegurando la continuidad de la producción.

Impacto de la reforma energética de 2013

Las Rondas Petroleras surgieron bajo la Reforma Energética de 2013, con el propósito de abrir el sector a la inversión privada y elevar la producción nacional. Más de 100 contratos se adjudicaron. Éstos no cumplirían las metas de inversión y producción. La revisión actual pretende corregir esas deficiencias y devolver al Estado el control de los bloques más estratégicos.

“Si no se invierte para lograr mayor producción, no sirve que tenga contrato; resulta mejor migrar a asignaciones propias con Pemex o contratos mixtos donde Pemex tenga participación”, explicó Ramsés Pech, especialista en energía, en un reciente podcast.

Empresas potencialmente afectadas

Todas las compañías que obtuvieron contratos en las rondas anteriores podrían enfrentar una revisión. Aquellas que no demuestren cumplimiento serán sujetas a la recisión y a la posterior reasignación a Pemex, lo que implica una reconfiguración del mapa de inversionistas en el sector.

Perspectivas para el futuro del sector energético

Si la SENER activa este mecanismo, Pemex tendría la oportunidad de ampliar su participación en la exploración y extracción de hidrocarburos sin necesidad de lanzar nuevas licitaciones. Sin embargo, la empresa también asumiría mayores responsabilidades financieras y técnicas para mantener la producción y evitar nuevos retrasos.

Se anunció que PEMEX reactivará 400 pozos con privados que la inversión privada con contratos de servicios decidió cerrar como parte de su nueva estrategia. Energía y Ecología te trae los detalles.

Estrategia de reactivación por contrato

El plan consiste en que compañías privadas asuman la inversión, ingeniería, operación y mantenimiento de pozos cerrados. A cambio, recibirán una remuneración basada en los resultados del yacimiento. Esta modalidad pretende que Petróleos Mexicanos (PEMEX) no tenga que cargar con todos los costos iniciales.

Se estima que, con esta reactivación, se puedan añadir 13,000 barriles diarios a la producción nacional hacia finales de 2025. El proyecto implicará una inversión estimada en 1,500 millones de pesos.

PEMEX reactivará 400 pozos con privados: alcance y retos

De los más de 5,000 pozos inactivos con potencial de negocio, el objetivo inicial es atender los más rentables a corto plazo. No todos los pozos cerrados serán reactivados de una sola vez; se priorizarán aquellos con mejor perfil técnico y económico.

Según fuentes del sector, Pemex ya ha firmado los primeros 11 contratos bajo esta modalidad mixta, como parte de una primera etapa del programa.

Implicaciones regulatorias y gubernamentales

Este modelo representa un cambio respecto al marco normativo actual, donde los privados no podían vender el producto que extraían. Se plantea ahora modificar leyes secundarias para permitir esa posibilidad, como parte de las negociaciones con inversionistas.

La Secretaría de Energía será clave para ajustar el marco regulatorio y autorizar las reformas que permitan el nuevo esquema.

Conflictos operativos y precedentes recientes

Como antecedente, en el norte del país Pemex enfrentó una suspensión de servicios al dejar de pagar a la empresa TITSA (Transportes Internacionales Tamaulipecos). Ese conflicto afectó 124 pozos y generó pérdidas operativas.

Expertos advierten que los retos no serán solo técnicos, sino financieros y legales. Muchos pozos cerrados presentan problemas de presión, intrusión de agua o desgaste geológico, lo que eleva los costos de reactivación incluso para pozos considerados “rentables”.

Producción nacional y presión presupuestal

La medida se enmarca dentro de la meta del gobierno federal de aumentar la producción total nacional hacia 1.8 millones de barriles diarios, desde los cerca de 1.6 millones actuales.

Sin embargo, Pemex enfrenta limitaciones presupuestales y una deuda elevada. Por ello, el modelo privado mixto aparece no solo como estrategia de reactivación, sino como mecanismo para distribuir los riesgos financieros.

Además, existe interés de empresarios en estados petroleros como Tamaulipas de participar en esta reactivación, dado que ya han mostrado voluntad para invertir en el sector, según afirmo el presidente del Clúster de Petróleo y Gas (Cepegas) de la entidad, Benito Torres Ramírez.

Un arranque para PEMEX

El anuncio de que PEMEX reactivará 400 pozos con privados es uno de los movimientos más ambiciosos recientes en la estrategia energética mexicana. Si se ejecuta correctamente, podría mitigar el declive productivo y atraer inversión al sector. Pero el éxito dependerá de reformas regulatorias, transparencia en asignaciones y la capacidad técnica de los nuevos inversionistas.