González Escobar destacó que administraciones pasadas dejaron a Pemex como “la empresa más endeudada del mundo”, poniendo en riesgo el legado del presidente Lázaro Cárdenas del Río. Sin embargo, con este nuevo plan, el gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum busca recuperar su papel central en el sector energético nacional.

Entre las principales acciones anunciadas se encuentra la eliminación de las empresas subsidiarias de Pemex creadas en 2013 y el fin de las rondas petroleras, dando paso a un esquema denominado “Derecho petrolero para el Bienestar”. Este modelo permitirá a la paraestatal liderar la exploración y explotación de hidrocarburos, asociándose con empresas privadas solo cuando resulte benéfico para la nación.

Seis ejes estratégicos para el futuro de Pemex

El director de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, detalló los seis ejes que conforman el plan:

1. Incremento de reservas petroleras: Se destinarán 220 millones de pesos para garantizar el abastecimiento de crudo por al menos 10 años.
2. Producción sustentable: Se estabilizará la producción en 1.8 millones de barriles diarios, generando ingresos estimados en 5 billones de pesos anuales.
3. Aumento en la producción de gas: Se invertirán 238 mil millones de pesos para alcanzar los 5 mil millones de pies cúbicos anuales y reducir en un 99.9% la quema de combustibles.
4. Eficiencia en refinación y petroquímica: Con una inversión de 105 millones de pesos, se busca asegurar que el precio de la gasolina no supere los 24 pesos por litro, además de fortalecer la producción de fertilizantes.
5. Seguridad en la distribución de combustibles: Desde el gobierno anterior se han desactivado 30 mil tomas clandestinas de combustible, esfuerzo que continuará bajo este nuevo plan.
6. Transición energética: Pemex lanzará el programa “Pemex Energía” en alianza con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para incursionar en energías renovables.

Finalmente, la presidenta Claudia Sheinbaum aseguró que este plan no contempla despidos de personal y reiteró el compromiso de su gobierno con el fortalecimiento de Pemex, garantizando su viabilidad a largo plazo como pilar del desarrollo energético y económico de México.

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Esto forma parte de la recuperación de esta industria, pues al cierre de 2018, ésta tenía más de dos décadas de abandono y las cadenas del metano, etano, aromáticos y propileno se desplomaron de 11.71 millones de toneladas en 1995 a 2.61 en el 2018, es decir, una caída de 78% en la producción.

Durante el segundo trimestre del año, los datos de la petrolera muestran que, la producción de derivados del metano aumentó en 73.3% como resultado de la operación continua y estable de la planta de amoniaco VI del complejo petroquímico Cosoleacaque, en Veracruz.

Por otra parte, la fabricación de metanol aumentó en 76.9% como resultado del mayor tiempo de operación de la planta de metanol no. 2, en comparación con el mismo trimestre del año anterior, gracias a una mayor producción del Complejo Petroquímico Independencia, ubicado en San Martín Texmelucan, Puebla.

Además, en este mismo periodo, la producción de otros petroquímicos aumentó en 165.6%, impulsada principalmente por la mayor producción de anhídrido carbónico también en el complejo petroquímico Cosoleacaque.

Los petroquímicos son los líquidos o gases que se obtienen del procesamiento del Gas Natural o de la refinación del Petróleo y su transformación, y son utilizados como materia prima en diferentes cadenas de producción de hidrocarburos y muchas más, como lo son la industria textil, automotriz, alimentaria y de fertilizantes, etcétera.

Actualmente, PEMEX cuenta con ocho complejos petroquímicos, de los cuales sólo seis se encuentran en funcionamiento, y diez complejos procesadores de gas.

De acuerdo con el director general de la empresa, Octavio Romero Oropeza, la autosuficiencia que busca PEMEX ha dado prioridad a la producción de combustibles de transporte (gasolinas, diésel y turbosina), sin embargo, la recuperación de todas sus industrias le ha permitido reducir sus compras de petroquímicos en el extranjero, lo cual está en línea con el objetivo de rescatar la empresa.

Además, la recuperación de la industria petroquímica de la petrolera ha incentivado la producción de fertilizantes, pues en octubre de 2020, puso en marcha la primera planta de urea y amoniaco ubicada en Cosoleacaque, y actualmente ya hay cuatro plantas en operación.

De acuerdo con los datos de la petrolera, al cierre de 2024 alcanzará un total de un millón 535 mil toneladas de fertilizantes, esto es 97%, comparado con las 781 mil toneladas producidas en 2018.

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El descubrimiento, lo dio a conocer la compañía Italiana ENI, este lunes 8 de julio de 2024. En un comunicado la petrolera informó que el pozo descubridor tiene un tirante de agua de 525 metros y fue perforado a una profundidad de 2 mil 931 metros en el Golfo de México.

Se estima que tiene un potencial de entre 300 y hasta 400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (pce).

Descubren petróleo y gas frente a costas de Tabasco y Veracruz

La empresa petrolera italiana Eni, es operador del campo petrolero del Bloque 9 con una participación de 50 por ciento. Mientras que la empresa española Repsol, cuenta con 50 por ciento restantes, de acuerdo con la compañía.

“La importancia estratégica de nuestras operaciones en México continúa creciendo con el último descubrimiento en el Bloque 9 en la Cuenca del Sureste, lo que nos permite estudiar un potencial futuro desarrollo de “Hub”, en sinergia con las infraestructuras ubicadas en las cercanías”, indicó la empresa italiana Eni en su cuenta de “X” antes Twitter.

En su comunicado agregó que “este exitoso resultado, junto con los descubrimientos en los Bloques 7 y 10 operados por Eni, confirma el valor de la cartera de activos de Eni en la Cuenca del Sureste”.

La empresa Eni está presente en México desde el año 2006, y estableció su subsidiaria de propiedad absoluta Eni México S. de RL de C.V. en 2025. Además, es el principal operador extranjero en el país, y cuenta con derechos en ocho bloques de exploración y producción. De estos, siete está como operador en la Cuenca del Sureste en el Golfo de México.

The strategic importance of our operations in #Mexico continues to grow with the latest discovery in Block 9 in the Sureste Basin, allowing us to study a potential future “Hub” development, in synergy with the infrastructures located nearby. https://t.co/NJhxmxS8gf pic.twitter.com/CvJXaYXg68

— eni (@eni) July 8, 2024

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El descubrimiento, lo dio a conocer la compañía Italiana ENI, este lunes 8 de julio de 2024. En un comunicado la petrolera informó que el pozo descubridor tiene un tirante de agua de 525 metros y fue perforado a una profundidad de 2 mil 931 metros en el Golfo de México.

Se estima que tiene un potencial de entre 300 y hasta 400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (pce).

Descubren petróleo y gas frente a costas de Tabasco y Veracruz

La empresa petrolera italiana Eni, es operador del campo petrolero del Bloque 9 con una participación de 50 por ciento. Mientras que la empresa española Repsol, cuenta con 50 por ciento restantes, de acuerdo con la compañía.

“La importancia estratégica de nuestras operaciones en México continúa creciendo con el último descubrimiento en el Bloque 9 en la Cuenca del Sureste, lo que nos permite estudiar un potencial futuro desarrollo de “Hub”, en sinergia con las infraestructuras ubicadas en las cercanías”, indicó la empresa italiana Eni en su cuenta de “X” antes Twitter.

En su comunicado agregó que “este exitoso resultado, junto con los descubrimientos en los Bloques 7 y 10 operados por Eni, confirma el valor de la cartera de activos de Eni en la Cuenca del Sureste”.

La empresa Eni está presente en México desde el año 2006, y estableció su subsidiaria de propiedad absoluta Eni México S. de RL de C.V. en 2025. Además, es el principal operador extranjero en el país, y cuenta con derechos en ocho bloques de exploración y producción. De estos, siete está como operador en la Cuenca del Sureste en el Golfo de México.

The strategic importance of our operations in #Mexico continues to grow with the latest discovery in Block 9 in the Sureste Basin, allowing us to study a potential future “Hub” development, in synergy with the infrastructures located nearby. https://t.co/NJhxmxS8gf pic.twitter.com/CvJXaYXg68

— eni (@eni) July 8, 2024

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“El crudo ligero y súper ligero se extrae principalmente de los nuevos campos, este hidrocarburo es de altísima calidad y de los que mejor precio tienen en el mercado internacional. Prácticamente toda la producción que hemos desarrollado en esta administración, son crudos ligeros”, destacó el director general de la empresa, Octavio Romero Oropeza.

Nuevos campos de Pemex elevan la producción de crudo

La producción de crudos ligeros en los primeros tres meses del año superó en nueve puntos porcentuales al 38 por ciento registrado en el primer trimestre del 2019, cuando la administración actual inició.

Al cierre del primer trimestre, los datos de la empresa revelan que el 53% de la producción correspondió a crudo pesado, mientras que el 23% fue de crudo ligero, el 9% fue de súper ligero y el 15% fue de condensados, todos ellos clasificados como ligeros.

En la Región Sur, el crudo Zapoteco, un nuevo tipo de crudo ligero, comenzó a producirse y fue lanzado al mercado por PEMEX el año pasado.

Los crudos que produce y exporta al extranjero la empresa productiva del Estado son Olmeca, Zapoteco, Istmo y Maya, al ser este último el único pesado, con un precio promedio de 72.14 dólares por barril en abril, mientras que el Olmeca, un crudo súper ligero, se cotizó en 78.10 dólares por barril.

La contribución de los nuevos campos con la producción de estos crudos se ejemplifica con Bakté, un descubrimiento reciente que contiene 173 millones de petróleo crudo equivalente y además produce gas y condensados de 43.5 grados API.

“Es el descubrimiento más importante de los últimos dos años, en abril inició la producción, actualmente produce cerca de 900 barriles por día de una excelente calidad”, indicó el subdirector de PEMEX Exploración y producción, Leonardo Enrique Aguilera Gómez.

Durante los primeros tres meses del año, el procesamiento de crudo ligero fue de 508 mil barriles por día, al representar un incremento de 82 mil barriles diarios gracias a un mayor consumo en las seis refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR).

El cargo Nuevos campos elevan la producción de crudo ligero en PEMEX apareció primero en La Chispa de Veracruz.

“Proyectamos que sea un buen yacimiento, incluso similar al descubrimiento que tuvimos en Quesqui”, destacó el directivo, al resaltar que en el pozo Iklum están perforando para llegar a una profundidad total de 8,400 metros, con una expectativa a la media de más de 80 millones de petróleo crudo equivalente.

Los ingenieros que dirigen la perforación de Iklum, en Huimanguillo, Tabasco, afirman que este pozo exploratorio enfrenta retos, pero también tiene expectativas significativas de hidrocarburo.

“Actualmente estamos perforando y queremos llegar a la profundidad de 8,400 metros. (…) Estamos esperando que sea un buen yacimiento, equiparable con el descubrimiento que tuvimos en Quesqui”, destacó el gerente de exploración de PEMEX, Miguel Moreno.

Este será uno de los pozos más profundos, mencionó el directivo, el cual se está perforando con un equipo de primera generación. Explicó que la ingeniería consta de seis etapas para alcanzar el objetivo.

Con la perforación de 2.1 kilómetros en el litoral de Tabasco, anunciada en 2022, la petrolera buscaba un récord Guinness, un logro más durante el sexenio, al ser la primera en el mundo en alcanzar tal distancia con un oleoducto de 24 pulgadas, ubicándolo a 25 metros de profundidad para evitar daños al medio ambiente.

PEMEX busca romper récord con pozo Iklum

Ángel Cid Munguía, director de PEMEX Producción y Exploración, afirmó que la estrategia de exploración sigue enfocada en las áreas cercanas a los campos en producción. Un ejemplo de esto es Iklum y sus cuatro campos aledaños, con los que se pretende crear un clúster junto a Macabil, Krem y Vinic, al alcanzar un recurso prospectivo aproximado de 170 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

“Tenemos muchas esperanzas en estos campos y, de ser el caso, el costo de la producción va a ser mínimo porque vamos a hacer sinergia con las baterías de Jujo y Tecominoacán, que tienen más de 40 años que se construyeron y que son donde hoy Quesqui está procesando su producción, y al sumarle estos dos pozos los costos se abaratan y tenemos la producción más temprana”, puntualizó Octavio Romero Oropeza.

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