La reacción ante conflicto con Irán volvió a sacudir a los mercados energéticos internacionales luego de que los precios del petróleo registraran un fuerte avance, impulsados por el aumento del riesgo geopolítico y nuevas señales desde Washington sobre la postura frente a Teherán.

Durante la jornada del miércoles, los inversionistas reaccionaron a declaraciones oficiales y movimientos militares que elevaron la percepción de una posible escalada en Medio Oriente, una región clave para el suministro global de crudo.

¿Cómo cerraron los precios del petróleo tras la reacción ante conflicto con Irán?

El barril de Brent del mar del Norte, con entrega en abril, subió 4.35 % y cerró en 70.35 dólares. Con este avance, el referencial europeo borró las pérdidas acumuladas en sesiones previas.

En paralelo, el West Texas Intermediate (WTI), referencia para Estados Unidos, ganó 4.59 % y terminó la jornada en 65.19 dólares por barril para entrega en marzo.

El movimiento reflejó una mayor aversión al riesgo por parte de los operadores, ante la posibilidad de un deterioro en la relación entre Washington y Teherán.

¿Qué declaraciones detonaron la reacción del mercado?

El repunte de los precios estuvo vinculado a nuevas declaraciones de la Casa Blanca, que elevaron la percepción de confrontación. Funcionarios estadounidenses señalaron que existen argumentos estratégicos para una acción más dura contra Irán.

Desde la óptica del mercado, este tipo de mensajes incrementa la prima de riesgo geopolítico, especialmente cuando involucra a uno de los principales productores de crudo del mundo.

¿En qué punto se encuentran las negociaciones entre Estados Unidos e Irán?

Tras una segunda ronda de negociaciones indirectas celebradas en Suiza, el vicepresidente de Estados Unidos, JD Vance, reconoció que persisten diferencias relevantes entre ambas partes.

De acuerdo con la información disponible, los desacuerdos se centran en las denominadas “líneas rojas” de Washington, lo que ha limitado avances concretos en el diálogo diplomático.

Por su parte, Irán afirmó que existe coincidencia con Estados Unidos en ciertos principios generales, aunque sin detallar compromisos específicos que reduzcan la tensión actual.

¿Qué papel juega el despliegue militar en Medio Oriente?

Analistas del sector energético consideran que la reacción ante conflicto con Irán también está relacionada con el aumento visible de recursos militares estadounidenses en Medio Oriente.

Washington ha desplegado dos portaviones en el Golfo Pérsico y mantiene decenas de miles de soldados en bases distribuidas en distintos países de la región. Este tipo de movimientos suele ser interpretado por los mercados como una señal de preparación ante escenarios de mayor confrontación.

¿Por qué el estrecho de Ormuz es clave para el mercado petrolero?

El principal riesgo identificado por los operadores es un eventual bloqueo del estrecho de Ormuz, una vía marítima por la que circula alrededor del 20 % de la producción mundial de petróleo.

Cualquier interrupción en ese paso tendría efectos inmediatos en la oferta global, lo que explica la sensibilidad de los precios ante cualquier señal de escalada militar en la zona.

¿Qué impacto tendría un conflicto en la infraestructura petrolera iraní?

Además del riesgo logístico, el mercado también observa con atención la situación de las instalaciones energéticas iraníes. Irán se mantiene entre los diez principales productores de petróleo del mundo, por lo que daños a su infraestructura o restricciones adicionales a sus exportaciones tendrían un impacto directo en el equilibrio entre oferta y demanda.

Este escenario refuerza la volatilidad y mantiene a los precios expuestos a nuevos episodios de alza, conforme evolucione la relación entre Teherán y Washington.

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El robo a plataformas de Pemex en 2025 dejó de ser un hecho aislado para consolidarse como una tendencia con impacto operativo y financiero. Los registros oficiales y recuentos periodísticos muestran un incremento significativo en las incursiones ilegales a instalaciones marinas, principalmente en la Sonda de Campeche, una de las zonas estratégicas para la producción petrolera del país.

Durante 2025, Petróleos Mexicanos reportó 135 ingresos de personas ajenas a sus plataformas marinas, casi el triple de los 49 eventos contabilizados en 2024. Este aumento marca un punto de inflexión en la frecuencia de ataques y refuerza la preocupación por la seguridad y continuidad operativa en el sector offshore.

¿Cómo evolucionó el robo a plataformas de Pemex en 2025?

El robo a plataformas de Pemex en 2025 se explica, en parte, por una tendencia sostenida que se arrastra desde años anteriores. Entre 2020 y 2025 se documentaron 266 incursiones ilegales en instalaciones marinas, lo que confirma que no se trata de episodios esporádicos, sino de un patrón que se intensifica con el tiempo.

La evolución anual muestra contrastes relevantes. Mientras que en 2022 se registró el mayor impacto económico por robos, con pérdidas superiores a los 108 millones de pesos, en 2023 y 2024 los montos descendieron de forma significativa. Sin embargo, 2025 rompió esa dinámica al combinar un repunte en la frecuencia de ataques con un aumento sustancial en las pérdidas.

¿Qué ocurrió al inicio de 2026 y por qué refuerza la preocupación?

El inicio de 2026 presentó señales de continuidad del problema. El 8 de febrero se reportó un asalto a las plataformas Abkatún Alfa y Abkatún Delta, donde se sustrajo equipo especializado, incluidos Equipos de Respiración Autónoma. Días después, se confirmó otro incidente en la plataforma Zaap-D, dentro del activo Ku-Maloob-Zaap.

Estos eventos ocurrieron pese a la presencia de vigilancia naval en la zona, lo que refuerza la percepción de que las medidas actuales no han logrado contener el fenómeno de manera efectiva.

¿Cuánto ha costado el robo de equipos en plataformas marinas?

En términos contables, las pérdidas directas por robo de equipos y materiales en plataformas marinas de Pemex suman 261 millones de pesos en los últimos seis años. Esta cifra incluye la sustracción de radios, herramientas, piezas industriales y equipos de seguridad críticos para la operación.

En 2025, las pérdidas ascendieron a 75.1 millones de pesos, una cifra relevante si se considera que en los dos años previos los montos habían sido considerablemente menores. Este repunte coincide con el aumento en el número de incursiones registradas.

¿Qué tipo de equipos son los más robados?

Entre los objetos sustraídos, los Equipos de Respiración Autónoma destacan por su recurrencia. Estos dispositivos son esenciales para la atención de emergencias como incendios, fugas de gas o rescates, por lo que su ausencia obliga a restringir actividades o a reconfigurar protocolos de seguridad industrial.

El robo de este tipo de equipo no solo representa una pérdida material, sino que incrementa el nivel de riesgo operativo y puede derivar en paros parciales o totales de actividades offshore.

¿Cuáles son los costos indirectos que no aparecen en los reportes?

Más allá del robo directo, el impacto más relevante del robo a plataformas de Pemex en 2025 se encuentra en los costos indirectos. Cada incursión activa protocolos de seguridad que implican interrupciones operativas, reprogramación de tareas y revisiones adicionales que pueden extenderse por días.

También se incrementa el gasto en vigilancia, patrullaje, monitoreo y despliegues reactivos. Este gasto defensivo compite directamente con recursos destinados a inversión productiva, mantenimiento y pago a proveedores.

¿Por qué la frecuencia de ataques es más grave que el monto robado?

Aunque 261 millones de pesos en seis años no representan una amenaza financiera inmediata para una empresa del tamaño de Pemex, la frecuencia de los ataques sí genera efectos estructurales. Cuando las incursiones se normalizan, impactan la disponibilidad de activos, la confiabilidad logística y la seguridad del personal.

Además, la recurrencia de estos eventos añade presión reputacional y eleva la percepción de riesgo en proyectos costa afuera, lo que puede traducirse en seguros más caros, mayores exigencias contractuales y condiciones menos favorables de financiamiento.

¿Qué implicaciones tiene este fenómeno para la operación de Pemex?

El aumento de incursiones ilegales se traduce en menor eficiencia operativa en áreas clave del Golfo de México. En un contexto de restricciones financieras, cada interrupción y cada peso destinado a contención de riesgos reduce la capacidad de inversión y limita la competitividad de la empresa productiva del Estado.

La persistencia del problema posiciona a la piratería marítima como un factor que erosiona el desempeño operativo, sin generar ningún beneficio productivo adicional.

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Petróleos Mexicanos (PEMEX) concentra recursos, tiempo y capital político en dos proyectos que pueden levantar o hundir la curva de producción en la próxima década.

La apuesta sexenal en Trion y Zama

La apuesta sexenal en Trion y Zama no surge de la nada; responde a la caída persistente de campos maduros y a la urgencia de mantener una plataforma cercana a 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos. Para 2026, el plan de inversión de la petrolera y sus socios ronda los 424–425 mil millones de pesos, con más de 80% dirigido a exploración y producción, una concentración que deja claro dónde se va a jugar el sexenio.

En ese paquete, Trion recibe alrededor de 33 mil millones de pesos y Zama unos 29 mil millones, mientras Maloob suma 17 mil millones como sostén del complejo Cantarell. El gobierno no reparte el dinero: lo carga sobre unos cuantos campos que, si no cumplen las metas, dejarán un hueco difícil de tapar en ingresos, empleo y suministro de combustibles.

Trion: frontera geológica y política

El campo Trion se ubica en aguas ultraprofundas del Golfo de México, dentro del Cinturón Plegado Perdido, una provincia geológica que empuja a México a operar a más de 2,500 metros de tirante de agua y a perforar debajo de estructuras salinas complejas. Para la empresa, Trion no solo abre una frontera física, también marca la forma en que busca trabajar con socios privados sin soltar la batuta sobre los recursos.

Woodside Energy opera Trion con 60% de participación, mientras Pemex mantiene 40% y una expectativa de inversión total cercana a los 10 mil millones de dólares. El calendario interno apunta a primera producción en 2028 y a un pico de entre 109 y 120 mil barriles diarios hacia 2030, con alrededor de dos tercios de los recursos recuperables extraídos en los primeros diez años. Si las proyecciones se cumplen, Trion dejará una huella visible en las finanzas públicas; si tropieza, exhibirá las costuras técnicas y financieras de la petrolera.

Zama: laboratorio de la alianza público‑privada

Zama nació como hallazgo de una empresa privada y terminó como campo integrado bajo operación de Pemex junto con Talos Energy, Wintershall Dea y Harbour Energy. El plan de desarrollo ingresado a los reguladores contempla dos plataformas fijas, 46 pozos y un sistema de transporte de crudo y gas hacia nuevas instalaciones en la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco.

Las estimaciones sitúan el pico de Zama en 180 mil barriles diarios de aceite ligero y más de 70 millones de pies cúbicos de gas hacia 2029, suficientes para aportar alrededor de 10% de la producción nacional actual. Buena parte de ese volumen está pensado para alimentar la refinería de Dos Bocas, lo que amarra el éxito del campo a la operación estable de la planta y al plan oficial de reducir importaciones de combustibles. Si el calendario se recorre o los costos se disparan, el golpe se sentirá en la caja de la empresa y en la disponibilidad de combustibles para el mercado interno.

Más allá del sexenio

En los documentos de planeación, Trion y Zama figuran entre los 12 proyectos estratégicos para el periodo 2025‑2030, con la meta de mantener la producción de petróleo y llevar el gas natural a alrededor de 4 mil 500 millones de pies cúbicos diarios. Junto con Ixachi, Bakté y Burgos, buscan sostener la seguridad energética mientras se modernizan refinerías y se discuten, todavía sin mucha prisa, opciones de transición energética.

Detrás de las cifras queda una pregunta incómoda: qué pasará con las finanzas públicas, el empleo y la política energética si Trion y Zama no alcanzan los niveles prometidos.

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