Cuando se hizo público que SENER frenará proyectos de riesgo para pueblos indígenas, el aviso cayó sobre el sector energético como una señal clara: ya no bastará con cumplir en papel. La dependencia advirtió que podrá negar o revocar permisos si detecta información falsa u omisiones en la evaluación de los impactos sociales sobre comunidades originarias, incluida la Manifestación de Impacto Social (MIS), documento que se volvió requisito clave tras la reforma energética.

En términos concretos, la Secretaría de Energía (SENER) frenará proyectos de riesgo para pueblos indígenas si una empresa oculta que su trazo pasa por tierras comunales, si minimiza cambios en la forma de sembrar o de acceder al agua, o si deja fuera posibles afectaciones a sitios sagrados. Detrás de cada casilla en la MIS hay historias de desalojos, fragmentación comunitaria y acuerdos firmados sin intérpretes ni información completa.

Consulta previa y papel de la SCJN

La decisión se ancla en obligaciones que México ya tenía sobre la consulta previa, libre e informada a pueblos indígenas, previstas en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) y en criterios de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN), que han exigido procesos más robustos cuando un proyecto toca territorio indígena. La Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) ha repetido que la consulta no es un trámite rápido, sino un proceso que debe permitir a las comunidades entender el proyecto, discutirlo a su ritmo y decidir si lo aceptan o lo rechazan.

En la práctica, muchos procedimientos se han quedado a medias: asambleas convocadas de un día para otro, representantes comunitarios presionados para firmar, versiones técnicas imposibles de traducir a lenguas indígenas. Con los nuevos criterios, SENER tendrá más margen para tirar del freno de mano cuando detecte que la consulta fue meramente formal o que ni siquiera se intentó.

Impacto en empresas y comunidades

Para las empresas, el mensaje es directo: ya no basta con diseñar gasoductos, parques eólicos o centrales eléctricas y después salir a “socializar” el proyecto. La evaluación social se convierte en un filtro que puede tumbar inversiones millonarias si hay inconsistencias entre lo que se promete en papel y lo que las comunidades viven en territorio.

Del lado de las comunidades indígenas, el anuncio ofrece una herramienta adicional en un mapa donde los conflictos por tierra, agua y aire han ido en aumento. En varios casos, la resistencia local ha frenado obras ya iniciadas y ha obligado a revisar permisos otorgados sin consulta adecuada, al tiempo que defensores del territorio enfrentan amenazas y agresiones documentadas por organizaciones ambientales y de derechos humanos.

El reto de pasar del discurso al territorio

El talón de Aquiles estará en la capacidad del Estado para revisar a fondo las MIS, verificar lo que ocurre en campo y soportar la presión de actores políticos y empresariales. Revisar cada proyecto exige equipos técnicos, presupuesto y una convicción firme de que cancelar o modificar una obra puede ser la única salida cuando el costo lo carga una comunidad pequeña y aislada.

Mientras tanto, pueblos indígenas y organizaciones comunitarias seguirán empujando amparos, consultas y asambleas para que la promesa no se quede en boletines. Lo que ocurra con los próximos proyectos dirá si este giro en el sector energético se queda en reglamentos o se siente en la orilla de los ríos, en los ejidos y en las montañas donde aún se discute quién decide sobre el territorio.

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Ocho entidades concentran la mitad de la capacidad instalada de generación eléctrica en México, y entre ellas Tamaulipas encabeza la lista con 8.6 por ciento, de acuerdo con datos del Consejo Nacional de Humanidades, Ciencias y Tecnologías (Conahcyt). Durante una rueda de prensa el 12 de febrero de 2026, el secretario de Desarrollo Energético, Walter Julián Ángel Jiménez, resumió la apuesta del gobierno estatal en una frase directa: “Tamaulipas es el estado más energético de México”. Detrás de esa declaración hay una infraestructura que junta una refinería, tres terminales marítimas portuarias, dos terminales de gas natural licuado, ocho centrales de ciclo combinado, ductos petrolíferos, gasoductos y plantas criogénicas.​

Capacidad eléctrica y peso nacional

Según el análisis de Conahcyt citado por medios especializados, Tamaulipas genera más de 8,000 megawatts de electricidad, de los cuales alrededor de 5,000 provienen de plantas de ciclo combinado y más de 1,500 de energía eólica, con un resto térmico y de otras tecnologías. Ese volumen le permite no solo cubrir su propio consumo, sino enviar energía hacia otros nodos del Sistema Eléctrico Nacional.

El mismo estudio apunta que Nuevo León y Veracruz se colocan apenas un peldaño abajo, con 8.5 y 8.4 por ciento de la capacidad nacional, lo que deja ver una competencia apretada en la cúpula del mapa energético. Aun así, Tamaulipas se distingue por la combinación de generación eléctrica, infraestructura logística y proyectos en marcha que cruzan petróleo, electricidad e industrias asociadas.

Gas, proyectos estratégicos y transición

El desempeño energético de Tamaulipas está atado al comportamiento del gas natural y otros combustibles, así como a la presión por migrar hacia fuentes más limpias. México Evalúa documenta que en los últimos años el gas natural mayorista bajó de 73.74 a 50.16 pesos por gigajulio entre 2018 y 2023, una caída acumulada de 32 por ciento, mientras el estado adapta su sistema energético a esos precios y a la expansión de renovables.​

En paralelo, el gobierno tamaulipeco coloca en primer plano una cartera de diez proyectos estratégicos, entre ellos el desarrollo marino Trión, ampliaciones de la red de transporte de gas por ductos, plantas de etanol a partir de sorgo, pirólisis de residuos plásticos y neumáticos, una granja fotovoltaica en Tula y programas de electrificación total y estufas de leña eficientes. Estos proyectos buscan sostener el peso petrolero y gasífero del estado, al tiempo que abren espacio a tecnologías que reduzcan emisiones y pobreza energética.

Voces, retos y la disputa por el liderazgo

En entrevistas con medios especializados, figuras como Walter Julián Ángel Jiménez subrayan que Tamaulipas se ha convertido en un epicentro petroquímico, gasífero y de estaciones de servicio, con el segundo lugar nacional en producción eólica y la mira puesta en alcanzar el primero. El reporte de Conahcyt recuerda, sin embargo, que esta expansión exige más tierras en propiedad social para proyectos eólicos y fotovoltaicos, lo que ya abre la puerta a tensiones agrarias y disputas locales.

En medio de esa pugna por recursos, permisos y beneficios, la frase “Tamaulipas es el estado más energético del país” funciona como carta de presentación ante inversionistas, pero también como resumen de un modelo que todavía se redefine entre hidrocarburos, renovables y comunidades que viven sobre ese mapa.

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Pemex entrega Macavil a Carlos Slim a través de un contrato mixto que reparte tareas y riesgos: la petrolera mantiene al menos 40% del proyecto, mientras el socio privado carga buena parte de la inversión y la operación en campo. El yacimiento se ubica en el sur del país, forma parte de un paquete de 11 contratos que buscan apuntalar la producción terrestre y se suma a cinco acuerdos similares que cerraron en diciembre de 2025. Detrás del anuncio aparece una empresa controlada o vinculada al empresario, pero no el nombre legal de la filial ni el monto de recursos que se van a meter bajo ese acuerdo.

Un contrato mixto atado a gas, condensado y tiempos largos

El movimiento de Petróleos Mexicanos (Pemex) llega después de meses de presión por vencimientos de deuda, rezagos en mantenimiento y resultados flojos en campos maduros que ya no dan lo que prometían. En ese escenario, cada proyecto nuevo se vuelve una pieza de respiración: el contrato busca sacar gas y condensados de un área que todavía tiene años de vida útil, con metas de producción que miran hacia 2045 y periodos de inversión que no se recuperan de la noche a la mañana. El diseño del esquema deja al Estado con mayoría operativa y al socio privado con un tramo de riesgo que pocas compañías están dispuestas a cargar.

El campo Macavil aparece en los planes internos como una ficha más de una estrategia que mezcla urgencia fiscal con un intento de mantener la bandera de la “soberanía energética”. El gobierno presume que, con estos acuerdos, reduce compras de combustibles y gas en el extranjero y conserva la llave principal de las decisiones, aunque la delgada línea entre asociación y dependencia de capital privado se hace más visible con cada firma.

Macavil, reservas sobre la mesa y metas ancladas al mediano plazo

Los documentos técnicos perfilan un yacimiento con reservas probadas de millones de barriles de condensado y decenas de miles de millones de pies cúbicos de gas natural, además de recursos posibles que podrían elevar esas cifras si los pozos responden como espera la ingeniería. La proyección empuja hacia una producción acumulada de decenas de millones de barriles y cientos de miles de millones de pies cúbicos de gas hacia mitad de siglo, con un pico de crudo alrededor de 2028. No se trata de un megacampo, pero sí de una pieza que puede sumar cuando la producción total se pelea cada barril.

El diseño del contrato también concentra en la petrolera la comercialización de lo que salga del subsuelo. Ese punto mantiene a Pemex en el centro de la cadena de valor, pero también reproduce un modelo donde los socios dependen de sus tiempos de pago y de sus propias tensiones de liquidez. En una empresa que arrastra adeudos con contratistas y márgenes apretados, esa condición no es un detalle menor.

La ruta de Carlos Slim del Ixachi a Macavil

Para Carlos Slim, este acuerdo no llega en solitario. El empresario ya metió mano en proyectos como Ixachi, donde compañías de su grupo firmaron contratos para perforación y desarrollo de uno de los campos terrestres más sonados de los últimos años. También extendió su alcance hacia proyectos costa afuera como Zama, en una apuesta amplia por el negocio petrolero mexicano, en un momento en que varios jugadores internacionales han recortado su exposición.

La presencia recurrente del grupo del magnate en licitaciones, contratos de servicios y ahora en este esquema mixto dibuja un mapa donde un puñado de corporaciones nacionales se queda con una porción creciente del trabajo alrededor de la empresa productiva del Estado. No es solo una historia de inversión: también es un reacomodo de poder económico alrededor del negocio de los hidrocarburos.

Transparencia corta y preguntas abiertas

El nuevo modelo nació con la promesa de repartir riesgos y acelerar proyectos, pero la información pública todavía se queda corta: se conocen la figura, la zona geográfica, las metas de producción y el nombre del beneficiario político y económico, pero no los términos finos del reparto de utilidades, ni las cláusulas de salida, ni los incentivos específicos. Esa niebla alimenta dudas sobre cuánto gana el Estado, cuánto se embolsa el socio y quién asume los costos cuando los pronósticos no se cumplen.

En medio de finanzas frágiles para Pemex y una mayor concentración de contratos en manos de unos cuantos grupos, Macavil no solo habla de un campo: habla de la manera en que la empresa intenta salir a flote y de quién se sube a ese salvavidas.

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Un país que camina con el freno de mano puesto

Lo energético merma crecimiento del país advierte Fitch Ratings cada vez que revisa la calificación de México y se topa con el mismo muro: un sector petrolero y eléctrico que exige recursos constantes del presupuesto, pero que no obtiene el impulso que se espera. Petróleos Mexicanos (Pemex) aparece en el centro de esa tensión, con deuda alta, proyectos costosos y una producción que ya no cubre con holgura las expectativas fiscales de hace una década. Cada peso que Hacienda destina a sostener a la empresa del Estado mexicano es un peso menos para infraestructura, innovación y políticas industriales que podrían disparar nuevas ramas productivas. La situación se vuelve peor al considerar que Pemex se supone es el motor del país, el encargado de poner los recursos para todo ello.

CFE, respaldada por el Estado, pero a qué costo

En el lado eléctrico, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se mantiene como columna vertebral del sistema, con respaldo irrestricto del gobierno y calificaciones que incorporan la idea de que el Estado no la dejará caer. Ese soporte, sin embargo, no es gratis. Requiere transferencias periódicas, garantías y decisiones de inversión que muchas veces siguen criterios políticos. La expansión de la red, la modernización de plantas y la entrada de más renovables compiten con la necesidad de mantener tarifas contenidas para hogares y empresas, un equilibrio que suele resolverse con más presión sobre las finanzas públicas.

Regulación concentrada y señales confusas para los inversores

El diseño institucional actual refuerza el papel del Estado como árbitro y jugador al mismo tiempo. La Secretaría de Energía (SENER) concentra facultades que antes estaban repartidas entre órganos reguladores con mayor autonomía, lo que envía señales contradictorias a los inversionistas privados. Autorizaciones que tardan, cambios de criterio sobre contratos y ajustes en reglas del mercado eléctrico hacen que las empresas duden en comprometer capital a 20 o 30 años. El resultado es una inversión privada que llega a cuentagotas, sobre todo en proyectos renovables y de infraestructura de transmisión.

Efecto dominó en empleo, industria y nearshoring

Cuando la energía se vuelve un factor incierto, la industria resiente el golpe. Costos eléctricos menos competitivos, dudas sobre la estabilidad del suministro y cuellos de botella en gas y líneas de transmisión pesan en las decisiones de plantas manufactureras que miran a México como posible destino de nearshoring. Algunos proyectos llegan, otros se quedan a medio camino o migran a lugares donde la combinación de tarifas, regulación y seguridad del suministro luce más clara. Lo energético merma crecimiento del país advierte Fitch Ratings también por esa vía: fábricas que no se instalan, empleos que no se crean y cadenas de valor que toman otros rumbos.

Un modelo que requiere ajustes según Fitch Ratings

La apuesta por un modelo eminentemente estatal en petróleo y electricidad responde a una idea clara de soberanía y control. Pero ese diseño choca con la necesidad de capital fresco, tecnología y velocidad de ejecución que suele aportar la inversión privada. El presupuesto intenta cubrirlo todo: rescatar a la petrolera, sostener a la empresa eléctrica, extender redes, subsidiar tarifas y, al mismo tiempo, cumplir metas de déficit acotado. En esa tensión se diluye el margen para que la energía sea un motor de desarrollo y no un peso que arrastra al resto de la economía. El reto no es menor: desmontar inercias sin provocar un apagón financiero ni energético.

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Durante 2025, Pemex ha reconocido una deuda comercial con proveedores que supera los 500 mil millones de pesos, a lo que se suma un pasivo financiero total por encima de los 100 mil millones de dólares. Esta combinación, que incluye cuentas vencidas con empresas de servicios, navieras, arrendadores de plataformas y constructoras, ha encendido alarmas en cámaras empresariales y analistas del sector.​

La presión de caja se refleja en pagos diferidos, negociaciones permanentes y promesas sucesivas de regularización, al tiempo que la actividad petrolera en el Golfo de México muestra signos de desaceleración por proyectos detenidos o replanteados. En este contexto, cada nueva convocatoria a socios privados llega acompañada de una pregunta central: si la empresa no logra ponerse al día con sus compromisos actuales, ¿hasta dónde puede garantizar el cuDeudas de Pemex evitan la inversión privadamplimiento de los futuros?​

Contratos mixtos, entre la oportunidad y la desconfianza

El plan estratégico 2025-2035 de Petróleos Mexicanos (Pemex) plantea 21 contratos mixtos con empresas privadas para atraer inversiones por hasta 17 mil millones de dólares y sumar alrededor de 450 mil barriles diarios adicionales hacia 2033. La meta oficial es sostener una plataforma cercana a 1.7–1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos, apoyándose en proyectos donde el capital y el conocimiento técnico provengan del sector privado.​

Sin embargo, el diseño de estos instrumentos deja poco margen de maniobra al socio: Pemex busca retener al menos 40% de participación y establece límites estrictos a la recuperación de costos, además de concentrar la toma de decisiones estratégicas. Para los inversionistas, el resultado es un esquema en el que se asumen riesgos operativos y financieros elevados, pero con un grado limitado de control sobre el ritmo de inversión, la gestión de campos y la respuesta ante contingencias.​

Proveedores bajo presión y riesgo sistémico

El rezago en los pagos ha afectado tanto a grandes multinacionales de servicios petroleros, como Halliburton, como a empresas medianas y pequeñas que dependen de los flujos de la cadena energética para sostener empleos y operaciones. Ese estrés financiero se traslada a subcontratistas, proveedores regionales y trabajadores especializados, generando una cadena de atrasos que ya se percibe en menor actividad, equipos parados y proyectos en pausa.​

Organizaciones empresariales han advertido que el incremento de pasivos con proveedores y contratistas, sin una ruta clara de saneamiento, no solo encarece el financiamiento para la compañía, sino que también eleva el costo país para cualquier nueva Inversión Privada vinculada a la petrolera. En la práctica, los bancos exigen mayores garantías, las tasas suben y los contratos requieren mecanismos adicionales de protección, lo que reduce el atractivo económico de incorporarse a nuevos desarrollos.​

Transparencia, gobernanza y futuro de la exploración

Otro elemento que pesa en las decisiones de las compañías interesadas es la limitada transparencia en la asignación y seguimiento de los proyectos con socios privados, así como la centralización de las decisiones clave en la empresa estatal. Para jugadores acostumbrados a marcos regulatorios más claros, esta combinación de opacidad, alta exposición y deudas acumuladas hace que se perciba a México en un destino de alto riesgo para proyectos de exploración y desarrollo de campos.​

Expertos coinciden en que reducir de manera creíble la deuda con proveedores, fortalecer la gobernanza de los contratos y abrir espacios reales de corresponsabilidad operativa serán condiciones indispensables para destrabar las asociaciones que Pemex necesita. Mientras esto no ocurra, las deudas de Pemex evitan la inversión privada y seguirán siendo el principal filtro para cualquier compañía que evalúe comprometer capital y tecnología en los proyectos de la empresa del Estado.​

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La caída se explicó principalmente por descensos en la mayoría de las refinerías, en especial Salamanca y Salina Cruz. Y en ambos casos, el talón de Aquiles se repitió: menor disponibilidad de crudo pesado y dificultades crecientes para procesarlo. Salamanca apenas mantuvo estable el suministro de crudo ligero; en Salina Cruz ocurrió algo similar con el reconvertido. Otras plantas —Cadereyta, Madero y Minatitlán— también cedieron terreno.

Tula y Dos Bocas: el pulso que aún sostiene al SNR

A contracorriente de la tendencia general, Tula y Dos Bocas avanzaron como pocas veces en el año. La refinería hidalguense procesó 248,319 barriles diarios en septiembre, su cifra más alta en 2025. El nuevo complejo en Tabasco no se quedó atrás, con 194,874 barriles diarios que la ubicaron como la segunda planta con mayor actividad.

Aun así, el rendimiento de Dos Bocas está muy lejos de su capacidad máxima. Según la consultora GMEC, la calidad del crudo que recibe —en especial el crudo pesado— limita el alcance real de la operación. Lo que se observa en los reportes oficiales contrasta con las metas que el propio gobierno federal ha reiterado desde la inauguración del proyecto.

Se desploma la producción de Pemex: el factor del crudo pesado

La tensión en el sistema es clara. De acuerdo con el analista Ramses Pech, gran parte del retroceso se debe al tipo de petróleo que se envía a las refinerías. México produce sobre todo crudo pesado, lo que acelera el desgaste de los equipos y obliga a paros cada vez más frecuentes. Esa misma característica está detrás de las dificultades para cumplir con la norma NOM-016-CRE-2016.

Incluso en Dos Bocas, ciertos lotes de gasolina y diésel no cumplen con los estándares y deben enviarse a otras plantas —como la Refinería de Salamanca— para ser reconfigurados. El diésel de bajo azufre es uno de los productos más afectados.

El estrés operativo se percibe en toda la red: contenido de azufre elevado, paros programados y no programados, y costos que se acumulan mientras la producción intenta sostenerse.

La carrera entre Tula y Dos Bocas 

En el tablero general, Tula sigue siendo la refinería con mayor elaboración de petrolíferos, con 235,302 barriles diarios entre gasolinas, diésel, turbosina, combustóleo y otros productos. Dos Bocas ocupa el segundo lugar con un promedio de 192,459 barriles diarios.

El complejo Olmeca —que ha capturado buena parte de la atención pública— reporta una producción de 84,682 barriles diarios de gasolina. Aunque representa un avance respecto a sus primeros meses, sigue por debajo de Tula. La Secretaría de Energía (SENER) ha señalado que Dos Bocas ya opera a niveles cercanos a 270,000 barriles diarios, pero los informes técnicos no respaldan esta cifra.

De hecho, ningún complejo del país ha alcanzado ese nivel. La refinería Miguel Hidalgo, en Tula, continúa siendo la más cercana al objetivo, pero aún a distancia considerable.

Dudas hacia el futuro

El mes terminó con un mensaje ambivalente: se desploma la producción de Pemex mientras sus refinerías más nuevas y estratégicas todavía no alcanzan los niveles prometidos. El panorama deja más interrogantes que certezas sobre la capacidad real del sistema para absorber la producción futura y para mantener, sin interrupciones, la meta para la soberanía energética.

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CNBiogás tiene nuevo presidente y un plan ambicioso

Guillermo Gómez Herrera, actual director general de Consultoría Sustentable G2H, asume la presidencia del Consejo Nacional de Biogás (CNBiogás) en un momento determinante para el sector. Su estrategia busca fortalecer la representación de la industria, generar condiciones para la inversión y elevar la visibilidad del biogás en la conversación energética nacional.

Acompañado por Óscar Mendoza, de Gasoductos y Estaciones del Norte (GENSA), quien fungirá como tesorero, Gómez Herrera subraya que “el biogás puede resolver, de forma simultánea, desafíos ambientales, sociales y económicos”, siempre que cuente con estructura sólida y articulación entre actores.

Contexto normativo y oportunidad de crecimiento

La reciente aprobación de la Ley de Biocombustibles ofrece un marco jurídico más claro para que el biogás deje de ser una promesa y se consolide como fuente de energía renovable. Este cambio regulatorio se enmarca dentro de los compromisos que México adoptó tras la Reforma Energética, los cuales establecen metas para integrar un mayor porcentaje de renovables en la matriz energética.

Un consejo que articula, no regula

Fundado en 2018, el CNBiogás agrupa a más de 70 miembros, desde pequeñas y medianas empresas hasta universidades, asociaciones civiles e industrias. Su rol no es regulatorio, sino articulador: vincula a los actores de toda la cadena de valor para impulsar proyectos y compartir conocimiento técnico.

La nueva presidencia pretende consolidar al consejo como referente técnico y estratégico para el desarrollo de proyectos de biogás en México, integrando una agenda que combine fortalecimiento institucional, capacitación y ejecución de proyectos piloto.

Agenda 2025-2029: formación y expansión

Entre los objetivos más relevantes de este periodo destaca el lanzamiento de una plataforma educativa con diplomados, talleres y material técnico abierto. La meta es capacitar a al menos 3 mil personas en los próximos cuatro años. Además, se buscará posicionar el biogás como una alternativa competitiva en la transición energética, enfatizando sus beneficios ambientales y económicos.

El biogás, mezcla de metano y dióxido de carbono generada por descomposición anaeróbica de materia orgánica, tiene la capacidad de reducir drásticamente las emisiones y aprovechar residuos agrícolas, estiércol, aguas residuales y restos de alimentos. La biodigestión convierte este recurso en energía eléctrica, calor o combustible vehicular.

Mirada a largo plazo

México se ha propuesto que para 2040 el 34% de su energía provenga de fuentes renovables. Este objetivo no solo responde a metas climáticas, sino a la necesidad de asumir un papel más activo en el panorama energético global. Con Gómez Herrera al frente, CNBiogás tiene nuevo presidente que buscará aprovechar esta ventana de oportunidad para posicionar al biogás como pieza clave del desarrollo sustentable.

Información de Revista Guinda.

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Esta decisión marca una nueva etapa en la estrategia del grupo, que busca recuperar participación en el mercado global ante el riesgo de interrupciones en el suministro, especialmente por el contexto de tensión geopolítica asociado a Rusia.

Fin anticipado de los recortes voluntarios

Con el nuevo ajuste, la OPEP+ cancelará de forma anticipada su mayor serie de recortes de producción, implementados desde noviembre de 2023. Estos recortes estaban programados para mantenerse de forma gradual hasta septiembre de 2026, pero ahora serán desactivados antes de lo previsto.

La medida también responde a presiones de países consumidores que demandan mayor estabilidad en el suministro y en los precios del crudo.

Producción de petróleo en septiembre de 2025: países involucrados

Entre los países que aumentarán su producción se encuentran Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán. Estas naciones habían participado en los recortes voluntarios desde hace casi dos años.

Producción de petróleo en septiembre de 2025: países involucrados

Destaca el caso de Emiratos Árabes Unidos, que añadirá 2.5 millones de barriles diarios, lo que representa aproximadamente el 2.4% de la demanda mundial de petróleo.

Implicaciones para el mercado global por aumento en la producción de petróleo en septiembre de 2025

La decisión de la OPEP+ podría influir en la estabilización de precios y en el balance oferta-demanda a nivel internacional. El aumento coordinado llega en un momento en que la producción de países no miembros se mantiene estable, mientras el consumo global muestra señales de crecimiento moderado.

Analistas estiman que este ajuste contribuirá a reducir la volatilidad en los mercados energéticos, aunque persisten las preocupaciones sobre la situación en Europa del Este y sus efectos sobre el comercio energético.

Escenario energético a corto plazo

El incremento en la producción de petróleo en septiembre de 2025 representa un cambio de dirección en la política de contención que había caracterizado a la OPEP+ en los últimos años. A medida que los países productores buscan capitalizar la recuperación de la demanda, también deberán enfrentar desafíos asociados al contexto geopolítico y a la transición energética en curso.

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Por ello, consideró como necesario nacionalizar este sector mediante los cambios a la Carta Magna. Bartlett justificó así que la iniciativa busca reformar la Constitución para garantizar, entre otras cosas, que se puedan electrificar importantes zonas del país, de ahí que consideró que se debe nacionalizar el sector eléctrico.

“Los propietarios de esas cuatro empresas son los fondos internacionales, que es además un poder oculto que nadie conoce”, dijo el directivo durante el cuarto foro de Parlamento Abierto para discutir la reforma constitucional en material eléctrica, organizado por la Cámara de Diputados.

“Estos fondos pueden tranquilamente decidir que el desarrollo de la frontera mexicana (…) no electrificar la frontera porque mejor que los mexicanos reciban la energía de California o de Texas”, expuso.

“En cambio, con una industria nacional, nacionalizada por el Estado mexicano, que además es de ustedes también, (se evitará eso)”, respondió Bartlett Díaz a un cuestionamiento por parte de la Confederación de Cámaras Industriales (Concamin).

Manuel Bartlett ha asegurado en varias ocasiones que son las empresas privadas, especialmente las de origen extranjero, quienes han dañado a la CFE, le han robado y la tienen amarrada con contratos ventajosos, o “leoninos”.

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“White enfatizó la importancia de áreas prioritarias adicionales, incluyendo la gestión pesquera efectiva y la conservación de especies marinas; políticas energéticas que promuevan la competencia leal y la producción de energías renovables para combatir el cambio climático”, dijo la Representación Comercial de Estados Unidos (USTR, por su sigla en inglés), en un comunicado.

El representante comercial, también destacó los enfoques regulatorios basados en la ciencia y el riesgo en la agricultura, y la aprobación de productos biotecnológicos agrícolas que pueden ayudar a los agricultores a alcanzar los objetivos de producción sostenible; mayores esfuerzos de facilitación del comercio; acceso al mercado para proveedores de servicios de pago electrónico de Estados Unidos en México, y la competencia en el sector de telecomunicaciones de México.

Según el comunicado, White y De la Mora destacaron la importancia de la relación económica y comercial entre Estados Unidos y México.

White enfatizó la necesidad de que México implemente plenamente la prohibición del Tratado sobre la importación de bienes producidos con trabajo forzoso. Previamente, Kevin Brady, líder republicano del Comité de Medios y Arbitrios de la Cámara de Representantes de Estados Unidos, alertó que de aprobarse la iniciativa de reforma eléctrica en México, ésta bloquearía arbitrariamente a inversionistas.

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