El ultimátum se repite y endurece

Trump da a Irán plazo fatal de 48 horas por segunda vez en menos de dos semanas. El primero lo lanzó entre el 21 y 22 de marzo, cuando amenazó con destruir plantas de energía iraníes “empezando por la más grande” si Teherán no reabría el paso marítimo. Horas antes de que venciera ese plazo, lo extendió alegando “conversaciones productivas”. Luego habló de diez días. Luego de 48 horas otra vez.

El patrón es el mismo: plazo, extensión, nuevo plazo.

Qué exige Washington

Las condiciones que maneja la Casa Blanca van más allá del tráfico marítimo. El acuerdo que busca Donald Trump abarcaría el programa nuclear iraní, sus misiles balísticos y el fin de ataques contra Israel y fuerzas estadounidenses en la región. La reapertura total del Estrecho de Ormuz —por donde circula cerca del 20% del petróleo mundial— figura como condición mínima e innegociable.

Si Irán no cede, Trump amenaza con ataques a gran escala contra su infraestructura energética: centrales eléctricas, instalaciones petroleras y plantas nucleares. Sus palabras exactas: “obliterate their power plants” (“destruir sus plantas eléctricas”).

El ultimátum se explica solo

Todo esto ocurre dentro de una guerra abierta. Desde finales de febrero, ofensivas conjuntas de Estados Unidos e Israel contra Irán han dejado más de mil muertos en territorio iraní, incluido el entonces líder supremo Ali Khamenei, según recuentos de prensa internacional. La Guardia Republicana sostiene las operaciones de defensa y ha sido señalada por Washington como uno de los blancos prioritarios.

Irán, por su parte, no reconoce un cierre total del estrecho. Dice aplicar restricciones selectivas a buques de países que considera en guerra con su territorio, y mantiene el paso abierto para naciones neutrales. Sus medios estatales leyeron las prórrogas de Trump como señal de duda, no de generosidad.

Teherán responde con otra propia amenaza

El gobierno iraní advirtió que cualquier ataque a sus instalaciones energéticas tendrá respuesta directa sobre infraestructuras de desalinización y energía ligadas a Estados Unidos y sus aliados en el Golfo. Varios países de la región presionan en privado para que ninguno de los dos bandos cruce esa línea, conscientes del peso que un cierre prolongado de Ormuz tendría sobre los mercados globales.

Donald Trump también vinculó el tono de sus mensajes a la búsqueda de un piloto estadounidense desaparecido tras el derribo de un avión de combate sobre el Golfo, aunque sus publicaciones no siempre lo mencionan de forma directa.

Cuando llegue el 6 de abril lo vamos a averiguar

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El Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS) salió al frente tras la publicación del diario Reforma, que afirmó que el mantenimiento del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) cayó en 2024 y 2025 y que apenas se habían ejercido unos cuantos millones de pesos. En su versión, el operador del transporte de gas natural expone un programa de inversión que rebasa los 32 mil millones de pesos entre 2025 y 2030, anclado en contratos multianuales y obras que ya caminan.

El plan cubre mantenimiento, modernización, rehabilitación y expansión de ductos y estaciones de compresión, con impacto directo en el suministro a la industria eléctrica, fábricas, refinerías y empresas de distribución. CENAGAS detalla una millonaria inversión que, según su propio relato, apunta a reforzar la columna vertebral del gas en México, más allá de una sola partida anual etiquetada en el presupuesto.

Contratos OMA y el mapa regional del SNG

El organismo sostiene que la base de su estrategia son los contratos de Operación, Mantenimiento y Administración (OMA) que funcionan por región y por varios años. A través de estos instrumentos se programan trabajos continuos sobre ductos existentes, se atienden puntos frágiles y se intenta bajar el riesgo de fallas en el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG).

En números, CENAGAS habla de más de 8,350 millones de pesos comprometidos en OMA entre 2024 y parte de 2026. El dinero se reparte entre zonas como Sonora, Chihuahua, Coahuila, Veracruz Sur, Veracruz Centro Sur, Nuevo León, Tlaxcala, Guanajuato, Estado de México, Tamaulipas Sur y Tabasco. En Tamaulipas, estado clave para el flujo de gas desde la frontera norte hacia el centro del país, la bolsa pretende sostener una red que ya carga con años de operación y presión creciente por la demanda.

Proyectos emblemáticos: Reynosa e Istmo

Más allá del mantenimiento, CENAGAS enumera obras concretas que consumen recursos de largo plazo. Una de ellas es el nuevo gasoducto de Reynosa, que sustituye un tramo de más de 58 kilómetros y mueve una inversión multianual de 164 millones de dólares. El objetivo oficial: cambiar infraestructura envejecida por una línea con mejores condiciones de seguridad y capacidad de transporte.

Otro frente está en el corredor interoceánico del Istmo de Tehuantepec. Ahí, el organismo presume más de 960 millones de pesos en tres años para estaciones de compresión y ductos asociada, en una zona donde el gobierno quiere instalar parques industriales y mover más carga. Estas obras se presentan como piezas de un rompecabezas mayor que busca combinar proyectos nuevos con la reparación de lo que ya existe.

Reforma, las cifras y la versión oficial

La chispa del conflicto llegó con la nota de Reforma que reportó un presupuesto de 159 millones de pesos para mantenimiento del SNG en 2025, de los cuales sólo se habrían ejercido 33 millones, además de un supuesto vacío de recursos en 2024. CENAGAS califica esa lectura como incompleta y torpe, y asegura que deja fuera el peso de los contratos multianuales y de los proyectos de inversión que corren en paralelo.

En su respuesta, el organismo se aferra a los montos globales, a la dispersión regional del gasto y al calendario 2025‑2030 para defender su gestión. El choque no sólo se juega en hojas de cálculo: también define cómo se percibe al operador del gas en un país que depende cada vez más de este combustible.

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El salto no es menor: la producción de destilados de alto valor –gasolina, diésel y turbosina– se elevó 48%, mientras el combustóleo, ese rezago de la vieja refinería mexicana, redujo su peso en la mezcla de 24% a 18%, síntoma de un uso más eficiente de cada barril. Esta recomposición del portafolio permite a Petróleos Mexicanos (Pemex) colocar más combustibles en el mercado interno y depender menos de un producto pesado, más difícil de comercializar y más cuestionado ambientalmente.

Menos importaciones y un mercado más blindado

El avance en refinación ya se refleja en las aduanas. En el mismo periodo, las importaciones de destilados cayeron 26%, al pasar de 536,000 a 398,000 barriles diarios, con descensos claros en compras de gasolina, diésel y turbosina. Menos barcos descargando combustibles significa menos exposición a choques de precios internacionales, a tensiones geopolíticas y a restricciones logísticas que pueden encarecer de un día para otro el costo de mover personas y mercancías en el país.

Este ajuste se alinea con el objetivo político de abastecer el mercado interno con producción nacional y reconfigura la conversación sobre seguridad energética. La narrativa de “soberanía” deja de ser consigna para convertirse en un juego de equilibrios: más producción local, pero también más responsabilidad fiscal y ambiental para una empresa que sigue arrastrando deuda, pasivos laborales y una ruta compleja de transición energética.

Reservas, pozos y la apuesta de largo plazo

En paralelo a la expansión, Pemex se juega una apuesta de fondo en exploración: añadir más de 2,000 millones de barriles de petróleo a reservas probadas mediante la perforación de 269 pozos exploratorios en seis proyectos estratégicos en Veracruz, Tabasco, Oaxaca, Chiapas y Campeche. El mensaje es claro: no se trata solo de exprimir campos maduros, sino de sostener, al menos por una década, la plataforma de consumo interno.

El plan 2024‑2030 fija como techo producir alrededor de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos durante el próximo sexenio. Para llegar ahí se prevén más de 2,000 perforaciones y 1,300 reparaciones mayores, con una inversión superior a 220,000 millones de pesos únicamente en exploración y desarrollo. Detrás de las cifras se perfila un nuevo contrato político: el gobierno exige disciplina productiva y compromisos de sustentabilidad; la empresa reclama márgenes de maniobra y certidumbre presupuestal para ejecutar proyectos que maduran en horizontes de años, no de ciclos electorales.

Gas natural, la nueva palanca de la política energética

Si el petróleo mantiene la narrativa histórica, el gas natural se consolida como el eje de la política energética 2025‑2030. Pemex proyecta elevar la producción a 5,000 millones de pies cúbicos diarios mediante más de 1,000 perforaciones y 970 reparaciones mayores en 12 proyectos que aportarían 61% de la producción total. El objetivo es doble: reducir la fuerte dependencia de importaciones desde Estados Unidos y, al mismo tiempo, usar el gas como combustible de transición para la generación eléctrica y para la industria.

Las estimaciones oficiales hablan de ingresos del orden de 5,000 millones de pesos por crudo y 1.9 billones de pesos por gas, asociados a una inversión cercana a 238,000 millones de pesos. Pemex aumenta la producción 40% y va por más justo en un contexto en el que el gas se perfila como “moneda dura” de la política económica, al cruzar la frontera entre seguridad energética, recaudación fiscal y competitividad industrial. La apuesta, sin embargo, exige controlar emisiones de metano, reducir la quema en campo y dialogar con los compromisos climáticos internacionales que hoy pesan tanto como las calificaciones crediticias.

En este rediseño institucional, la coordinación con la Secretaría de Energía (SENER) será clave para equilibrar metas de producción, transición energética y participación privada en infraestructura de transporte y almacenamiento, en particular en regiones donde los gasoductos aún no cubren la demanda industrial.

GNL: de consumidor dependiente a nodo exportador

El giro gasífero no termina en el ducto. México empieza a posicionarse en la cadena de valor del gas natural licuado con proyectos que buscan capturar oportunidades en mercados internacionales, particularmente en Asia y Europa. El proyecto Fast LNG 1, la primera instalación flotante de gas natural licuado del país, destaca por su capacidad de 1.4 millones de toneladas anuales y una inversión cercana a 2,000 millones de dólares. Su lógica es aprovechar el gas disponible en la región para procesarlo y enviarlo a clientes que hoy buscan diversificar proveedores tras años de volatilidad geopolítica.

A este esquema se suman complejos como Energía Costa Azul y Saguaro Energía, que colocan a México como un nodo emergente de exportación de GNL en América del Norte. Lejos de la imagen de un sistema aislado, el país se inserta en un entramado regional en el que el gas texano, la infraestructura mexicana y la demanda global se cruzan para definir precios, contratos y márgenes de ganancia. El reto será no repetir la historia del petróleo: depender en exceso de un ciclo de precios y descuidar la planeación de largo plazo.

Infraestructura pesada: el papel silencioso de Sarens

Detrás de cada cifra de producción y de cada anuncio de inversión hay una coreografía de acero, concreto y maniobras milimétricas. En ese terreno, Sarens se ha consolidado como un socio estratégico para la expansión energética mexicana, al participar tanto en la construcción de nuevas instalaciones petroleras y gasíferas como en la rehabilitación y ampliación de refinerías e infraestructura crítica. Su rol ilustra que la autosuficiencia también se construye con capacidades logísticas y de ingeniería de alto nivel.

La empresa ha intervenido en la refinería de Dos Bocas y en complejos internacionales como Corpus Christi, Fort Hills y Skikda, aportando grúas de gran capacidad, transporte pesado y soluciones de ingeniería que permiten ejecutar maniobras superiores a las 1,000 toneladas con altos estándares de seguridad. Este eslabón, a menudo invisible en la discusión pública, marca la diferencia entre un proyecto que cumple calendario y presupuesto, y otro que se hunde en sobrecostos y retrasos.

Pemex aumenta la producción 40% y va por más

El plan integral de Pemex prevé que la combinación de más reservas, refinación más eficiente y mayor producción de gas impulse los ingresos fiscales y genere multiplicadores económicos en las regiones petroleras del sureste, reforzando al sector como motor de crecimiento. Para estados como Tabasco, Veracruz o Campeche, cada pozo, cada planta y cada ducto se traduce en empleo, servicios y cadenas de proveeduría que reconfiguran la economía local.

No obstante, el punto de partida es complejo. Pemex arrastra una base de producción declinante y enfrenta el reto de que los nuevos proyectos compensen la caída natural de campos maduros, al tiempo que gestiona una deuda elevada, presiones de liquidez y un escrutinio creciente sobre emisiones y riesgos ambientales. Pemex aumenta la producción 40% y va por más, pero lo hace caminando en una cuerda floja donde la disciplina financiera y la transparencia serán tan decisivas como los barriles adicionales. En paralelo, Petróleos Mexicanos (Pemex) debe demostrar que cada peso invertido se traduce en reservas, producción y menores pasivos ambientales, y no solo en un nuevo capítulo de sobreendeudamiento.

Al final, el éxito de esta ofensiva energética dependerá de algo más que cifras récord: de la capacidad del Estado para regular con rigor, del mercado para señalar desvíos y de la propia empresa para asumir que el mundo empuja hacia una matriz más limpia, incluso mientras México exprime sus últimas ventajas fósiles.

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