Qué exige el senador Ramírez Marín a la ASEA

Ramírez Marín reconoció que la industria petrolera es un sector estratégico para la economía del país y de Tabasco, pero advirtió que su expansión no debe darse a costa de la salud, el patrimonio ni la calidad de vida de las comunidades que conviven con esa infraestructura. Por ello planteó que la ASEA, que cuenta con atribuciones para ordenar análisis de riesgo y evaluaciones de daño ambiental cuando existan indicios de afectación a la población o al entorno, actúe de inmediato e informe al Senado sobre los resultados obtenidos.

Grietas en viviendas y contaminantes en el aire: los daños reportados desde 2025

El legislador recordó que, desde principios de 2025, habitantes de distintas localidades comenzaron a reportar afectaciones vinculadas a la intensificación de las operaciones en los campos Bakté y Los Agaves, entre ellas grietas, cuarteaduras y separaciones en las viviendas provocadas por vibraciones asociadas a la actividad industrial. Además, alertó que las emisiones de los mecheros del campo Los Agaves incluyen partículas PM10 y PM2.5, monóxido y dióxido de carbono, metano, óxidos de nitrógeno, dióxido de azufre, ácido sulfhídrico y compuestos orgánicos volátiles, sustancias cuya exposición prolongada se asocia con enfermedades respiratorias crónicas, padecimientos cardiovasculares y mayor riesgo de cáncer, con especial impacto en niñas, niños, personas adultas mayores y quienes ya padecen enfermedades respiratorias. El senador añadió que las fugas en ductos y la quema de gas residual también han contaminado suelo, cuerpos de agua y cultivos, y que la contaminación lumínica y térmica ha alterado el ecosistema regional.

Antecedentes: el Senado ya había pedido eliminar los mecheros en Tabasco

La denuncia de Ramírez Marín se suma a otra proposición presentada en febrero de 2026 por el senador Clemente Castañeda Hoeflich, de Movimiento Ciudadano, quien documentó la quema de gas asociado por parte de Pemex en distintas regiones petroleras del sureste —Tabasco, Veracruz, Campeche y Chiapas— y señaló que los mecheros cercanos a centros de población operan de forma continua, con ruido que puede superar los 100 decibeles y exposición a sulfuro de hidrógeno. Ese punto de acuerdo pidió a Semarnat reforzar la supervisión ambiental y a Pemex eliminar de manera definitiva los quemadores próximos a zonas habitadas, además de invertir en infraestructura para aprovechar y comercializar el gas natural.

Quejas municipales y la denuncia de junio en Jalapa

Ramírez Marín precisó que las autoridades municipales de Jalapa han presentado diversas quejas ante la ASEA y que, el 2 de junio de 2026, el presidente municipal interpuso una nueva denuncia formal para solicitar avalúos de riesgo y evaluaciones de daños. El senador aseguró que la problemática persiste pese a las inspecciones realizadas entre febrero y abril de este año, lo que lo llevó a insistir en que el Senado tiene la responsabilidad de atender las demandas de las comunidades y garantizar sus derechos a la salud, a un medio ambiente sano y a una vivienda digna.

El derrame en el Golfo y la respuesta federal, como telón de fondo

Estas exigencias se dan en un contexto más amplio de señalamientos hacia Pemex en el Golfo de México. En marzo de 2026, la Cámara de Diputados exhortó a Semarnat, ASEA, Bienestar y SADER a raíz de un derrame de hidrocarburos que afectó las costas de Veracruz y Tabasco, pidiendo a la ASEA investigar el origen del derrame, ordenar un análisis de huella química y publicar la información en un plazo no mayor a 30 días. De acuerdo con reportes posteriores, la presidenta Claudia Sheinbaum instruyó una respuesta coordinada con despliegue de la Marina y tratamiento de residuos mediante desorción térmica en plantas autorizadas por la ASEA, y se estableció un Observatorio Permanente del Golfo de México para fortalecer el monitoreo de futuras contingencias.

Con el nuevo punto de acuerdo, Ramírez Marín busca que el caso de Jalapa se sume a la lista de exhortos que legisladores de distintas bancadas han dirigido a Pemex y a las autoridades ambientales, en un momento en que crecen las exigencias de transparencia, remediación y monitoreo permanente para las comunidades del sureste mexicano que conviven con la infraestructura petrolera.

El cargo Pemex y ASEA responsabilizados por daños ambientales en Tabasco apareció primero en Energía y Ecología.

Análisis sectoriales especializados precisan que se concretó un Memorándum de Entendimiento (MoU) enfocado en cooperación técnica, transferencia tecnológica y estudios conjuntos, y subrayan que el instrumento es no vinculante en términos comerciales hasta que se deriven contratos posteriores. Medios como Imagen del Golfo detallan que el convenio es un MoU de cooperación que no supone privatización ni integración empresarial, sino un marco para compartir conocimientos y tecnologías.

Alcances técnicos: aguas profundas, campos maduros y biocombustibles

El eje central del MoU es abrir un canal formal de cooperación en exploración y producción en aguas profundas y ultraprofundas del Golfo de México, aprovechando la experiencia de Petrobras, considerada líder mundial en este segmento. La mandataria mexicana ha insistido en que busca aprovechar metodologías brasileñas para perforar en tirantes superiores a 500 metros y analizar el potencial remanente en yacimientos como Cantarell.

Un segundo pilar es la optimización de campos maduros mediante técnicas de recuperación secundaria y terciaria que Petrobras ya aplica en Brasil para encontrar petróleo a mayor profundidad debajo de yacimientos agotados en apariencia. El análisis de Energy News México destaca que el MoU se concentra precisamente en aguas profundas/ultraprofundas del Golfo y en la optimización de campos maduros, con potencial de detonar entre 8,000 y 15,000 millones de dólares de inversión offshore incremental hacia 2030, sujeto a que se concreten contratos derivados.

De forma complementaria, tanto las declaraciones oficiales como la prensa económica señalan posibles colaboraciones en refinación, gas natural y biocombustibles, particularmente biodiésel y etanol a partir de caña, en línea con la agenda más amplia de energía y transición que dialogan México y Brasil.

Declaraciones del gobierno mexicano

En conferencias matutinas, Claudia Sheinbaum ha explicado que el acuerdo se firmaría en junio de 2026, tras una propuesta directa del presidente brasileño Luiz Inácio Lula da Silva para una alianza PEMEX–Petrobras en el Golfo de México. Sheinbaum ha insistido en que Petrobras es “experto en exploración y producción de aguas profundas” y en una técnica particular para analizar si en campos maduros, como Cantarell, existen reservas a mayor profundidad.

La plataforma oficial Proyectos México recoge la mención de la conferencia del 2 de junio de 2026, donde la presidenta reitera que se va a firmar un acuerdo con Petrobras precisamente por su especialización en aguas profundas y en la revalorización de campos maduros. En la cobertura de Bloomberg Línea, se confirma que el gobierno prevé firmar en junio un acuerdo de entendimiento sobre exploración de aguas profundas, como respuesta a la caída de producción de PEMEX y la necesidad de reponer reservas.

En notas previas, como las de El País y otros medios nacionales, se documenta que desde marzo la mandataria analizaba la propuesta de Lula para una alianza estratégica PEMEX–Petrobras en aguas profundas del Golfo, con visitas técnicas programadas en abril y mayo para evaluar la viabilidad. Esta secuencia refuerza que el MoU es la formalización de un proceso de acercamiento político y técnico que inició meses antes.

Visión desde Petrobras y el lado brasileño

Del lado brasileño, la presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, ha detallado en medios que se prevé firmar un memorando de entendimiento y acuerdos de confidencialidad con PEMEX. Según sus declaraciones, esto permitiría iniciar estudios conjuntos en áreas de tecnología, exploración, producción y refinación, con la visita del director de PEMEX a Brasil para formalizar estos primeros instrumentos.

Coberturas de medios brasileños señalan que Petrobras espera cerrar el memorando con PEMEX “aún este mes de junio”, destacando que el documentos listará diversas áreas de cooperación, intercambio de datos y evaluación de nuevas oportunidades de negocios. Informes económicos apuntan a que la alianza se inscribe en una estrategia de Petrobras para aprovechar la mayor demanda global de crudo y derivados, diversificando sus socios en América Latina.

En conjunto, la narrativa brasileña confirma que el primer paso es un MoU acompañado de acuerdos de confidencialidad, indispensable para compartir información técnica sensible y evaluar proyectos sin compromisos comerciales inmediatos.

Naturaleza jurídica y límites actuales del MoU

Hasta la fecha de las notas consultadas, no hay referencia pública a un texto íntegro del convenio disponible en Gaceta Parlamentaria, Diario Oficial de la Federación o anexos públicos de comunicados oficiales. Los medios y fuentes oficiales hablan del memorando “a firmar” o “recién firmado”, pero no enlazan a la versión PDF ni a anexos técnicos.

Especialistas citados en análisis sectoriales subrayan que el instrumento es un Memorándum de Entendimiento: no es un contrato de operación conjunta, ni una joint venture accionaria, ni implica cesión de campos. Se trata de un marco de cooperación no vinculante que establece objetivos generales, áreas de trabajo y mecanismos de intercambio de personal y metodologías, cuya materialización exige contratos específicos posteriores, sujetos a aprobación de autoridades como CNH y SENER.

Además, algunas notas destacan que el MoU es confidencial en su fase inicial, especialmente en lo relativo a intercambio de datos sísmicos, información geológica y términos de posibles esquemas de explotación mixta. Por ello, es probable que solo cuando se deriven contratos concretos (servicios técnicos, farm-ins, contratos mixtos) se publiquen expedientes con mayor detalle en los canales regulatorios mexicanos.

Implicaciones para el offshore mexicano hacia 2030

Según el análisis de Energy News México, la firma del MoU llega en un momento en que la producción de hidrocarburos líquidos de PEMEX ronda 1.61 millones de barriles diarios (enero–octubre 2025), por debajo de la meta de 1.8 millones al 2030 fijada en su Plan Estratégico 2025–2030. El documento sostiene que la cooperación con Petrobras puede destrabar entre 8,000 y 15,000 millones de dólares de inversión offshore incremental al 2030, siempre que el MoU se traduzca en contratos operativos efectivos.

El mismo análisis estima un potencial de producción incremental atribuible a proyectos habilitados por la tecnología de Petrobras de entre 150,000 y 230,000 barriles diarios hacia 2030, aproximadamente 10–15% de la meta nacional de producción. Áreas como el Cinturón Plegado Perdido (proyecto Trión y descubrimientos contiguos), Campeche Oriente y campos maduros como Cantarell y Ku‑Maloob‑Zaap aparecen como los principales beneficiarios.

La cooperación se alinearía con el uso del vehículo de inversión de 250,000 millones de pesos administrado vía Banobras para financiar proyectos energéticos estratégicos y con la figura de contratos mixtos que el gobierno evalúa para varios proyectos. No obstante, el impacto real dependerá de factores como la disponibilidad de equipos especializados, la situación financiera de PEMEX, la capacidad de ejecución interna y la coordinación regulatoria.

¿Existe el texto íntegro del convenio en abierto?

Con la información disponible hasta el 20 de junio de 2026, no hay evidencia de que el texto íntegro del MoU PEMEX–Petrobras se haya publicado en fuentes oficiales abiertas. Ni las notas de prensa, ni Proyectos México, ni los medios financieros citan o enlazan a un documento completo en formato PDF o similar, lo que sugiere que el acuerdo se mantiene como instrumento técnico–confidencial en esta fase.

Es razonable suponer que, si del MoU se derivan contratos específicos de exploración, producción o inversión, estos deberán pasar por los cauces regulatorios mexicanos (CNH, SENER, posiblemente Hacienda), donde sí se generan expedientes públicos con versiones íntegras o testadas de los documentos. Mientras tanto, quienes requieran revisar el texto con fines jurídicos o periodísticos podrían recurrir a una solicitud de información vía Plataforma Nacional de Transparencia dirigida a PEMEX o SENER, pidiendo el “Memorando de Entendimiento y/o acuerdos de confidencialidad firmados entre PEMEX y Petrobras en 2026”.

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El 29 de abril, Greenpeace México presentó dos denuncias formales contra Petróleos Mexicanos (Pemex): una ante la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) por daño ambiental, y otra ante la Unidad de Responsabilidades de la propia empresa por posibles actos, omisiones y ocultamiento de información vinculados con el siniestro. La organización pide identificar a los responsables, recuperar ecosistemas marinos y costeros, disponer correctamente los residuos recolectados y establecer mecanismos de alerta para las comunidades expuestas.

La fuga tuvo su origen en febrero, en instalaciones del complejo Abkatún-Cantarell, asociada a un oleoducto de 36 pulgadas. Pemex no reconoció su responsabilidad sino hasta el 16 de abril, después de semanas de negación pública. Ese reconocimiento tardó tanto que ya había costado cargos: tres funcionarios ligados a seguridad ambiental, control marino y manejo de derrames quedaron fuera de sus puestos.

Pemex no ha dicho nada

Greenpeace sostiene que persiste un vacío de información: cuánto hidrocarburo se derramó, cuánto costará la remediación, cuál será el monto de responsabilidad institucional y qué plan integral de restauración se aplicará. La denuncia interna también pide investigar la posible responsabilidad de Víctor Rodríguez Padilla, entonces director de la empresa.

La mancha documentada por colectivos y comunidades alcanzó más de 1,100 kilómetros de costa en Tabasco, Veracruz y Tamaulipas. Reportes previos citaban al menos 630 kilómetros de litoral afectado —la cifra fue subiendo conforme avanzaron los registros sobre el terreno.

“Que aseguren la disposición final adecuada de los residuos recolectados y establezcan mecanismos eficaces de alerta y protección para las comunidades expuestas”, aparece en el comunicado de la organización.

El escrito presentado también es para solicitar que Pemex, la ASEA, Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semartnat), la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (Profepa) y las autoridades competentes, presenten información sobre el derrame de combustible.

Pescadores de la región denunciaron pérdida de ingresos, suspensión de faenas y compensaciones mal distribuidas o que simplemente no llegaron. La limpieza oficial se concentró en playas turísticas y de fácil acceso; manglares y comunidades rurales quedaron rezagados. Greenpeace insiste en que los apoyos económicos a pescadores y cooperativas no sustituyen la reparación integral del daño.

Semarnat, ASEA y las instituciones que ahora tienen el expediente

Con las denuncias presentadas, el caso aterriza en la ASEA y abre la puerta a intervención de Semarnat, Profepa y, eventualmente, la Fiscalía General de la República. Greenpeace pide entrega de información, investigación de responsabilidades y garantías de no repetición. Ninguna institución ha fijado plazos públicos de respuesta.

El petróleo, en algunas zonas, todavía está.

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Supuestas renuncias no aceptadas

La periodista Lourdes Mendoza fue una de las primeras voces en señalar que el director “debería” dejar el cargo por razones éticas, después de que la presidenta Claudia Sheinbaum negara durante semanas la existencia del derrame. Denise Maerker, en su columna de Milenio, escribió que resulta incomprensible que el funcionario siga en su puesto. Organizaciones ambientales, activistas y pescadores de Tabasco, Veracruz y Tamaulipas también exigieron su salida, responsabilizándolo de encubrir lo que describieron como una megafuga costera.

Esas voces hablan de una petición, no de un hecho consumado. Hasta ahora, ni la Presidencia ni el Consejo de Administración han emitido ningún comunicado que confirme una renuncia presentada o aceptada.

Aumenta la presión sobre director de PEMEX tras cambios internos

Lo que sí ha venido ocurriendo es una constante sacudida interna. El propio Rodríguez Padilla ha informado de cambios constante. Por ejemplo: Reuters reportó la salida de Ángel Cid Munguía del brazo de Exploración y Producción (PEP) y, días después, se confirmó que el Dr. Víctor Rodríguez Padilla, director general de Petróleos Mexicanos, designó a Octavio Barrera como nuevo titular de esa área estratégica.

Los derrames ponen en jaque a la dirección

Los derrames de crudo en el Golfo de México pusieron al descubierto una grieta de comunicación entre la empresa y el gobierno federal. Que la presidenta negara el problema durante semanas, y que luego el director reconociera internamente que sus propios funcionarios lo mantuvieron desinformado, dibuja una institución rota por dentro. Esos movimientos en PEP alimentaron la percepción de una ola de salidas en PEMEX, aunque ninguno de ellos equivale a la renuncia del director general.

Los hechos tal cual

Sin pronunciamiento oficial, la versión de la renuncia del director sigue siendo un escenario, no una noticia, Reuter incluso ha reportado que supuestamente habría intentado renunciar en un par de veces, siendo en ambas veces rechazada la dimisión por la Presidenta. En otros brazos de la empresa (PMI, PEP) sí hubo relevos recientes, lo que hace plausible que pudiera haber más cambios en la cúpula. Pero hoy, eso es solo posibilidad.

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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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