No. 154 Enero 2026

NÚMERO 154 | ENERO 2026

ENTREVISTA CON: JAIME BRITO

TRANSICIÓN ENERGÉTICA CON LOS PIES EN LA TIERRA:

LA VISIÓN DE JAIME BRITO

ENERGÍA INDUSTRIA

Sheinbaum y el tablero energético: 10 decisiones que reescribirán el sexenio

Plan Nacional de Infraestructura: los proyectos industriales que se encienden en el nuevo sexenio

ESTE MES:

NÚMERO 154

ENERO 2026

- Pemex mueve el tablero: salida en PEP y “contratos mixtos” sin majors; ¿se enfría la apuesta por 1.8 mdbd?

-La logística como ventaja: cómo el transporte de carga está redefiniendo la competitividad industrial en México

Reconocido por Feed Spot como el Séptimo sitio de noticias del sector Oil & Gas a nivel mundial.

Ganadora del premio Best Oil & Gas Industry News & Networking Plataform

Segundo lugar en los Premios Latam Digital 2021

CARTA EDITORIAL

Arranca 2026 y, como cada año, el sector energético mexicano se llena de promesas. Se habla de estabilidad, de recuperación, de nuevos planes y de un futuro que “ahora sí” se ve más claro. Pero si algo nos dejó 2025 es una lección incómoda: cuando Pemex falla, el problema ya no está en el cielo, sino en la tierra. Y tiene nombre y apellido: impagos.

Durante años, cada caída en la producción se explicó con argumentos grandilocuentes —precios internacionales, geopolítica, herencias del pasado—, mientras se ignoraba una causa mucho más elemental. Pemex dejó de pagar a quienes la mantienen operando. Y en una industria intensiva en capital y servicios, eso se paga caro.

En noviembre de 2025, la producción de hidrocarburos líquidos volvió a caer. En el acumulado del año, el descenso fue cercano al 8% incluso considerando la aportación privada. No fue un accidente ni una mala racha. Fue la consecuencia directa de proveedores asfixiados, equipos detenidos y cuadrillas reducidas. No faltan reservas; falta flujo de efectivo.

Pemex entra a 2026 con casi 99 mil millones de dólares de deuda financiera y alrededor de 23 mil millones con proveedores. Para sostener la caja, el Estado tuvo que recurrir a instrumentos financieros de emergencia. Pero financiar la operación dejando de pagar no es una estrategia: es una hipoteca al futuro. Cada factura vencida se traduce en menos perforación, menos mantenimiento y menos producción mañana.

La paradoja es brutal. Mientras el discurso oficial presume autosuficiencia energética y metas de 1.8 millones de barriles diarios, la realidad operativa muestra una empresa que apenas sostiene 1.6 millones sumando socios, y aun así maquillando cifras al mezclar crudo con condensados. En petróleo, los discursos no perforan pozos. El dinero sí.

La crisis de pagos de Pemex no es solo un problema corporativo; es un problema económico y social. Afecta empleo, inversión, cadenas industriales completas y la credibilidad del país como destino energético. Cuando la principal empresa del Estado usa a sus proveedores como amortiguador financiero, el daño se multiplica.

2026 debería ser el año del ajuste real. No de más explicaciones, sino de decisiones. Pemex necesita recuperar algo básico para cualquier empresa: la confianza. Y esa no se mide en conferencias ni en planes sexenales, sino en días de pago.

Si este nuevo año no marca un cambio en esa lógica, la producción seguirá cayendo y el futuro se seguirá financiando a crédito. Bienvenido 2026. Ojalá sea el año en que Pemex deje de prometer… y empiece a cumplir.

PRESIDENTE

Gabriel Becerra

PRESIDENTE & CEO

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Oil&GasMagazineespropiedaddeMercadotecniayNegociosAplicadosBECGONSAdeCVlacuales marca registrada ante el Instituto Mexicano de la Propiedad Industrial (IMPI) Registro No. 1379127. Año 12 No. 154 Fecha de publicación 30 de enero de 2026. Revista digital mensual, editada y publicada en México por Editorial BECGON. Prado Sur 150, Col. Lomas de Chapultepec, Delegación Miguel Hidalgo, 11000 CDMX. Número de certificado de Reserva de derechos exclusivos del titulo “Oil & Gas Magazine” 04-2014-121713413300-23 de fecha 17 de diciembre de 2014 ante el Instituto Nacional del Derecho de Autor (INDAUTOR). Certificados de Licitud de Título y Contenido en trámite, Revista digital mensual, editada y publicada en México por Mercadotecnia y Negocios BECGON S.A de C.V. Prado Sur 150, Col. Lomas de Chapultepec, Delegación Miguel Hidalgo, 11000 CDMX. Las publicaciones de los colaboradores son responsabilidad de los autores y no necesariamente reflejan el punto de vista de Oil & Gas Magazine.

ENERGÍA PEMEX COMO EMPRESA PÚBLICA:

EL NUEVO REGLAMENTO REDEFINE PRIORIDADES, GOBERNANZA Y CONTRATOS RUMBO A 2026

El tercer eje —y probablemente el más delicado— es el impacto contractual. La lectura del nuevo entorno apunta a que la relación entre Pemex y privados dejará de descansar sólo en derecho mercantil e incorporará componentes de derecho administrativo. Ese matiz puede ampliar el margen de actuación de la empresa para modificar, ejecutar o incluso rescindir acuerdos bajo argumentos vinculados al interés público. E l nu E vo r E glam E nto d E P E m E x P ublicado E l 3 d E dici E mbr E r E d E fin E su Pa PE l como E m P r E sa P ública , P rioriza abast E cimi E nto y c E

El 3 de diciembre se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Reglamento de la Ley de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos, un texto que baja a operación la reforma constitucional en materia energética y perfila una nueva etapa para Pemex a partir de 2026. El cambio es de fondo: México deja atrás el modelo de “Empresa Productiva del Estado” y entra en una lógica donde Pemex se define formalmente como “Empresa Pública”, con un mandato reforzado de función social, abasto y seguridad energética.

Abogados y analistas consultados por Industry & Energy Magazine coinciden en el mensaje central: el reglamento no es sólo un ajuste de nombre o de gobernanza, sino un viraje en la relación entre Pemex y el mercado, con impactos directos para la cadena de suministro, especialmente para Estaciones de Servicio y empresas que dependen de esquemas de venta y logística de la estatal.

El primer punto sensible es la redefinición del objetivo institucional. Bajo la nueva figura, Pemex deja de colocar la rentabilidad como finalidad principal. El reglamento habilita que el abastecimiento nacional y la estabilidad energética se privilegien

aun si ello tensiona criterios comerciales tradicionales. Para el empresariado gasolinero, esto abre un escenario donde la asignación de producto, la programación logística y los volúmenes disponibles podrían responder con mayor peso a consideraciones de interés público, sobre todo en presiones regionales, disrupciones logísticas o ajustes de política energética.

Ese reencuadre puede mover el “centro de gravedad” de la planeación: la continuidad del abasto y la cobertura territorial ganan terreno frente a señales estrictas de mercado. En consecuencia, los permisionarios deberán fortalecer trazabilidad documental, comunicación institucional y planes de contingencia para evitar fricciones ante interpretaciones más amplias de la función pública de Pemex.

El segundo eje es la gobernanza interna. El reglamento sugiere mayor centralización de decisiones y una reconfiguración de autonomías operativas. En la práctica, esto podría alterar rutas de autorización, tiempos de respuesta y el mapa de responsables. Para franquiciatarios y clientes de Venta de Primera Mano, el reto será identificar rápido qué áreas concentrarán la relación operativa en 2026 y ajustar sus mecanismos de gestión contractual y resolución de incidencias.

No necesariamente es un escenario de alarma inmediata, pero sí de preparación estratégica. La continuidad operativa dependerá de qué tan alineados estén contratos y anexos técnicos al nuevo marco, qué tan robustas sean las cláusulas de cumplimiento y qué capacidad legal exista para adaptar instrumentos de suministro, logística y franquicia. Por ello, especialistas recomiendan auditorías preventivas, monitoreo activo de disposiciones secundarias en 2026 y reforzar compliance en seguridad, controles volumétricos, trazabilidad y estándares ambientales. Con este reglamento, Pemex entra a 2026 con facultades distintas; para el downstream, la clave será anticipar y ajustar.

COLUMNA

PEMEX REFINA DÉFICIT: CUANDO LA AUTOSUFICIENCIA SALE 20% MÁS CARA

Por: Gabriel Becerra

El problema no es ideológico ni semántico: es aritmético. En noviembre de 2025 producir gasolinas en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) costó 103.8 dólares por barril. Importarlas, 86. Casi 18 dólares más por cada barril que insiste en salir de una refinería vieja, cara e ineficiente… pero políticamente intocable.

Nos vendieron la autosuficiencia como sinónimo de soberanía, cuando en realidad se ha vuelto sinónimo de subsidio permanente. El SNR —Cadereyta, Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz, Tula y la flamante Olmeca— funciona como un museo caro: mucho discurso, poca eficiencia, paros frecuentes y un río de combustóleo que nadie quiere, pero alguien tiene que quemar.

Mientras el negocio de exploración y producción puede ofrecer retornos superiores al 20% en escenarios favorables, la refinación global es un negocio de márgenes estrechos. En México, ni eso: Pemex Transformación Industrial acumula pérdidas año tras año, sostenidas a punta de transferencias fiscales. No estamos refinando riqueza; estamos refinando déficit.

La “dieta de crudo” es otro punto ciego. Varias refinerías fueron diseñadas para mezclas más

ligeras, pero se les alimenta con crudo pesado porque eso es lo que hay y lo que la política quiere colocar. Resultado: menos gasolinas y diésel, más combustóleo, más consumo de energía, más costos. Es como intentar correr un Fórmula 1 con diésel de tractor y luego culpar al piloto por la velocidad.

La explicación oficial es la misma de siempre: “ya casi”, “ya viene la estabilización”, “Dos Bocas está arrancando”. Mientras tanto, la gasolina producida aquí sigue siendo más cara que la importada, y la diferencia se traslada al consumidor vía precios altos o al fisco vía subsidios y pactos para contener aumentos. El acuerdo de 2025 para topar el precio de la regular no fue un acto de generosidad, sino un parche para que la aritmética política no se convierta en enojo social.

Lo más grave es que esta obsesión por “refinar a toda costa” le quita a Pemex lo que más necesita: recursos para invertir donde sí genera valor. Cada peso que se hunde en plantas con márgenes negativos es un peso menos para exploración, mantenimiento de campos, reducción de deuda o pago a proveedores.

La autosuficiencia mal entendida puede ser la forma más cara de dependencia. Si el SNR no puede producir combustibles a costos competitivos, no es una palanca de soberanía: es un lastre financiero que el contribuyente seguirá cargando, mientras le llaman victoria a lo que, en números, es un lujo que el país no puede pagar.

LODOS DE PERFORACIÓN

Por: Carlos González

En la medida en que la barrena va rompiendo la roca los recortes se acumulan en el fondo y en el espacio anular entre el agujero y la tubería de perforación, lo que provoca el aumento del torque y la presión, reduciendo la velocidad de perforación y aumentando el riesgo de atrapamiento de la tubería, por lo que es imprescindible extraer eficientemente dichos recortes. La profundidad somera de los primeros pozos petroleros permitía extraer con cubetas los recortes de la roca; sin embargo, a medida que se lograron mayores profundidades, dicha extracción se efectuó, primero con bombeo de agua y posteriormente con la circulación a presión de un lodo formado por la mezcla de bentonita y agua con la densidad y viscosidad adecuada para levantar dicha recortes; aunque los fluidos de perforación han ido cambiando con el tiempo, aún mantienen el nombre genérico de “lodos” en recuerdo de su nacimiento.

Las características del lodo a utilizar dependen de diversos factores, tales como: La columna estratigráfica por perforar, la profundidad del agujero, los gradientes de presión esperados, los posibles fluidos de formación y la integridad de la roca

En general se tienen lodos con

base agua dulce, base agua salada y base aceite (diesel), y se han desarrollado diferentes mezclas con aditivos químicos para resolver problemas específicos de acuerdo con las formaciones geológicas que se atraviesan.

Las principales características reológicas de un lodo de perforación son: Densidad de viscosidad, viscosidad plástica, viscosidad aparente, gelatinización, tixotropía, punto cedente y filtrado de enjarra

Otras funciones del lodo:

Además de eliminar los recortes, los lodos también cumplen las siguientes funciones: Estabilidad en las paredes del agujero, enfriamiento y lubricación de la barrena, control de las presiones de la formación, efecto de flotación, suspensión de cortes y sólidos y transmisión de la potencia hidráulica a los motores de fondo que operan la barrena.

evaluar de forma integral su desempeño ambiental, identificar área de oportunidad y obtener un certificado de calidad ambiental.

Contáctanos para acompañarte en este proceso

Eservices es una empresa privada, especializada en el cumplimiento regulatorio del sector de hidrocarburos en México.

COLUMNA

EMPRESAS SIN CONFLICTO: LA CLAVE ESTÁ EN LAS PERSONAS, NO SOLO EN LOS CONTRATOS

En Conflicto entre socios, Salvador Benítez —abogado experto en comportamiento humano— demuestra que muchos de los obstáculos que frenan o destruyen una empresa no se originan en el entorno económico, sino en la interacción cotidiana entre socios, directivos y colaboradores.

Su libro funciona como una guía práctica para construir organizaciones sólidas, establecer reglas claras desde el inicio y prevenir conflictos que, de no atenderse, pueden escalar y comprometer incluso la viabilidad de compañías del sector industrial y energético.

Benítez parte de una afirmación contundente: los problemas “primero son humanos y luego legales”.

Por ello propone fortalecer la convivencia empresarial mediante principios sencillos pero esenciales: ética, sentido común, respeto mutuo y compromiso real con la palabra dada.

No se trata solo de redactar contratos o estatutos; se trata de crear relaciones basadas en confianza y de asumir, con madurez, los derechos y deberes que implica participar en una sociedad.

El autor explica que resolver

los desacuerdos desde la causa —y no solo desde sus efectos visibles— es indispensable para evitar que los mismos errores se repitan.

Este enfoque cobra especial relevancia en sectores donde los proyectos son complejos, de largo plazo y con múltiples actores involucrados.

Atender el origen del conflicto, incluso si implica asumir costos o corregir decisiones, fortalece a la organización y mejora su capacidad operativa.

También subraya el papel central del liderazgo.

Para Benítez, un buen líder convence, no vence; construye acuerdos, escucha y actúa con sentido de justicia.

El tirano, en cambio, impone y erosiona la cohesión interna. En una industria que exige coordinación, seguridad, disciplina y visión integral, la diferencia entre ambos estilos puede definir el éxito o el fracaso de un proyecto.

Finalmente, Conflicto entre socios invita a anticiparse. Resolver a tiempo, establecer límites claros y fomentar relaciones equilibradas no solo previene tensiones innecesarias, sino que protege la continuidad, la reputación y el futuro de cualquier organización.

Es un recordatorio oportuno de que, detrás de cada contrato, tecnología o inversión, siempre están las personas.

DESMITIFICANDO EL PETRÓLEO VENEZOLANO

Venezuela suele relacionarse como una potencia energética por contar, al menos en el papel, y según su propio gobierno, con las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, superiores a 300 mil millones de barriles. Sin embargo, esa cifra —repetida sin contexto— no refleja poder productivo ni fortaleza energética real. Hoy, Venezuela produce menos de un millón de barriles diarios, muy lejos de los más de 3 millones que bombeaba a inicios de siglo. La caída responde a años de mala gestión, falta de inversión, deterioro de infraestructura y sanciones, pero también a un factor estructural: la calidad de su crudo. El petróleo venezolano es mayoritariamente extrapesado y amargo, costoso de extraer, transportar y refinar, lo que reduce su competitividad frente a crudos más ligeros.

La comparación internacional también nos dice mucho. México produce entre 1.6 y 1.8 millones de barriles diarios, casi el doble que Venezuela. Más aún, Dakota del Norte, un solo estado de Estados Unidos, produce alrededor de 1.1 a 1.2 millones de barriles por día, es decir, un volumen comparable —e incluso superior— al de toda Venezuela. Esto deja claro que el problema venezolano no es

geológico, sino institucional, operativo y tecnológico. Otro mito frecuente es el del gas natural. Aunque Venezuela reporta grandes reservas, muchas están sobreestimadas o no son comercialmente aprovechables, ya sea por falta de infraestructura o porque el gas se usa únicamente para sostener la producción de crudo pesado, sin valor exportador relevante.

Este contexto adquiere nueva dimensión tras comentarios de altos funcionarios estadounidenses que señalan que ese país podría administrar la industria petrolera venezolana tras la captura de Nicolás Maduro, canalizando la producción y los ingresos bajo supervisión internacional y ya sin las sanciones comerciales impuestas a la depuesta administración venezolana. Más allá del debate político, la lógica energética es clara: reactivar campos abandonados, atraer inversión extranjera y dirigir crudo pesado hacia refinerías del Golfo de México, particularmente en Texas y Luisiana, diseñadas para procesar crudos amargos. En breve, el petróleo venezolano no es el activo casi mítico que suele describirse. Es un recurso abundante, sí, pero técnicamente complejo, económicamente costoso y políticamente condicionado. La coyuntura actual confirma que el verdadero poder petrolero no está en las reservas declaradas, sino en la capacidad de producir, refinar y vender competitivamente en el mercado global.

DILEMA ENERGÉTICO: PDVSA Y PEMEX

A inicios de 2026, el panorama energético de América Latina atraviesa un punto de inflexión histórico. La política exterior de Estados Unidos hacia Venezuela, marcada por una transición de sanciones severas hacia una posible liberalización del sector tras cambios políticos recientes, ha colocado a PDVSA (Petróleos de Venezuela) nuevamente en el centro del tablero geopolítico.

Expectativas de PDVSA para 2026

Tras años de estancamiento, las expectativas para PDVSA en 2026 son de una recuperación gradual pero ambiciosa. Analistas financieros como Goldman Sachs sugieren que, con el levantamiento de sanciones y la entrada de capitales estadounidenses, la producción venezolana — que cerró 2025 rondando los 900,000 barriles diarios— podría iniciar un camino hacia los 2 millones de barriles para finales de la década.

Sin embargo, el reto inmediato es la infraestructura crítica. Se estima que Venezuela requiere inversiones superiores a los 100,000 millones de dólares para reparar plantas y pozos deteriorados. Para 2026, la estrategia se centra en reactivar

las exportaciones directas a las refinerías de la costa del Golfo en EE. UU., eliminando los descuentos agresivos que PDVSA debía aplicar para colocar crudo en Asia mediante “flotas oscuras”.

El impacto en PEMEX: ¿Competencia o desplazamiento?

La reactivación de Venezuela representa una amenaza directa para Petróleos Mexicanos (PEMEX) por tres vías principales:

1. Sustitución en el mercado estadounidense: El crudo venezolano (pesado y ácido) es el sustituto natural del crudo Maya mexicano. Si las refinerías en EE. UU. tienen acceso libre al petróleo venezolano, la demanda y el poder de negociación de PEMEX podrían disminuir significativamente.

2. Competencia por inversión: Organismos como el IMCO advierten que las grandes petroleras preferirán destinar capital a los vastos yacimientos venezolanos, percibidos ahora como una “frontera abierta”, que a los proyectos de PEMEX, que enfrenta una deuda creciente y declive en la producción.

3. Presión en precios: Un aumento en la oferta global liderado por Venezuela podría empujar los precios del crudo a la baja, afectando los ingresos fiscales de México justo cuando el país requiere viabilidad financiera para su sector energético.

LA ASEA COMO ÚNICO ENTE REGULADOR AMBIENTAL EN LAS ACTIVIDADES DE DESPACHO DE PETROLÍFEROS PARA AUTOCONSUMO

Por: Alicia Zazueta Payán, CEO DE ESERVICES

Las actividades de despacho de petrolíferos para autoconsumo comprenden el almacenamiento y suministro de combustibles adquiridos legalmente dentro de instalaciones propiedad de la persona permisionaria. Estos combustibles se usan exclusivamente para vehículos e infraestructura vinculada a su actividad económica u objeto social, por lo que está prohibida su comercialización o venta a terceros.

Dichas actividades se rigen por la Ley del Sector de Hidrocarburos y su Reglamento, la Ley de la ASEA y demás disposiciones aplicables, particularmente en materia ambiental. El artículo 164 de la Ley del Sector de Hidrocarburos, publicada el 18 de marzo de 2025, faculta a la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) para emitir regulación en seguridad industrial, operativa y protección ambiental en la industria de los hidrocarburos, con criterios de sustentabilidad. Por su parte, el artículo 140 del Reglamento establece que el despacho para autoconsumo deberá realizarse conforme a las características definidas por la Comisión Nacional de Energía y por la ASEA, y operar a través de estaciones de servicio de fin específico o plantas de distribución. En su último

párrafo, obliga a la persona permisionaria a cumplir con los criterios de seguridad industrial, operativa y ambiental emitidos por la Agencia.

Con base en estas atribuciones, la ASEA debe proporcionar elementos técnicos para el diseño de políticas públicas, programas sectoriales y regulaciones en materia energética, ambiental y de recursos naturales. Le corresponde regular y supervisar la seguridad industrial y operativa, así como la protección ambiental en todas las actividades del sector hidrocarburos, además de evaluar y autorizar las manifestaciones de impacto ambiental de los proyectos. Estas facultades le confieren carácter de órgano ambiental central en el sector hidrocarburos, con competencias exclusivas de orden federal.

En este marco, la Agencia ha implementado operativos de vigilancia para verificar el cumplimiento de la normatividad de seguridad y medio ambiente, buscando que las actividades se desarrollen de forma segura y responsable. Permanece como pendiente la emisión de instrumentos jurídicos específicos que regulen, con mayor detalle, las condiciones de seguridad industrial, operativa y ambiental para instalaciones de almacenamiento y despacho de petrolíferos para autoconsumo, incluyendo lineamientos técnicos de diseño, construcción, pre–arranque, operación, mantenimiento y desmantelamiento.

ENERGÍA

GAS LP EN MÉXICO: PRECIO MÁXIMO,

INVERSIÓN Y EL RETO

DE SACAR A MILLONES DE LA LEÑA

E n E l c ongr E so gl P 2025, a drián c alcán E o ( o P is ) advirtió qu E E l P r E cio máximo d E l gas l P limita la inv E rsión E n un m E rcado d EPE ndi E nt E d E im P ortacion E s . P ro P uso focalizar subsidios , r E forzar s E guridad y at E nd E r la P obr E za E n E rgética con E squ E mas nacional E s más E ficac E s .

En el segundo día del Congreso GLP 2025, el sector gasero mexicano y representantes internacionales contrastaron diagnósticos sobre uno de los combustibles más sensibles para la economía familiar y la operación industrial. En ese marco, Adrián Calcáneo, Vicepresidente de Energía y Materias Primas de OPIS, delineó una lectura crítica del mercado del gas LP, donde precio máximo, presión regulatoria y pobreza energética se cruzan en un equilibrio delicado.

Calcáneo partió de un dato que explica la dimensión social: en México, “ocho de cada diez familias utilizan el gas LP para calentar el agua”. Esa dependencia vuelve inevitable que el gas LP esté atado a la política pública, pero obliga a evaluar cualquier control de precios por su efecto en inversión, seguridad y continuidad operativa.

A su juicio, el reto principal es interno. El esquema de precio máximo ha creado una

desconexión entre el objetivo social de contener costos y las necesidades de un sector que requiere reinversión permanente. El problema se agrava por un dato estructural: México importa alrededor de 80% del gas LP que consume desde Estados Unidos, lo que exige una logística intensiva en transporte, almacenamiento, terminales y distribución.

En ese contexto, el control de precios presiona el flujo que financia modernización e infraestructura de seguridad. Calcáneo advirtió que esto se vuelve más crítico en meses clave para la planeación financiera. “El precio de referencia internacional está extremadamente bajo”, explicó, y señaló que un techo rígido puede convertir ciertos periodos en meses “perdidos” para recuperar márgenes y prepararse para la temporada invernal, cuando el consumo aumenta.

Además, subrayó que el sector opera bajo una presión regulatoria creciente. Nuevas obligaciones en seguridad, monitoreo

y control demandan inversiones en cilindros, autotanques, plantas y sistemas de supervisión. En un mercado altamente importador, cualquier fricción logística se traduce en costos reales; por eso, el balance entre precio social y capacidad de reinversión también es un tema de seguridad pública.

Su argumento central fue que el precio máximo funciona como un subsidio, pero atípico: “es un subsidio que el gobierno no está pagando”. En la práctica —dijo— el costo se traslada a los distribuidores, que terminan financiando el precio con sus márgenes, tensionando su capacidad para cumplir exigencias regulatorias y sostener inversiones.

Calcáneo añadió que el diseño social del apoyo también importa: un subsidio generalizado beneficia proporcionalmente más a quien más consume, lo que puede volverlo regresivo. Propuso orientar el beneficio a hogares de menores ingresos y permitir que el resto del mercado opere con señales de precio más cercanas al costo real, liberando recursos para reinversión sin abandonar la protección social.

El debate se reforzó con la pobreza energética: alrededor de 18 millones de personas en México siguen sin acceso confiable a combustibles modernos y dependen de leña. En su visión, atender ese rezago es salud pública, justicia social y alivio ambiental. Cuestionó que programas como Gas Bienestar, con intención social, se concentraran en zonas urbanas; llevar gas a regiones aisladas tendría un impacto más directo.

Como referencia, citó a Brasil, donde se entregan uno o dos cilindros mensuales a hogares vulnerables para acelerar el cambio de leña a gas. Su cierre dejó el eje del congreso: rediseñar el equilibrio entre precio, inversión y protección social en un mercado que define seguridad y calidad de vida para millones.

ROCÍO ABREU: REGULAR EL GAS

LP, COMBATIR

LA INFORMALIDAD Y FORTALECER EL “HECHO EN MÉXICO”

E n E l c ongr E so gl P 2025, la di P utada r ocío a br E u , s E cr E taria d E la c omisión d E E n E rgía , d E talla la E strat E gia Para E l gas l P: r E gulación d E P r E cios , combat E a distribuidor E s irr E gular E s , mayor P roducción nacional d E gas , am P liación d E almac E nami E nto y d E f E nsa d E l “H E c H o E n m éxico ”.

Gabriel Becerra

En el marco del Congreso GLP 2025, el sector del gas LP reunió a reguladores, legisladores y empresarios para discutir el futuro de uno de los energéticos más sensibles para los hogares mexicanos. Desde la Cámara de Diputados, Rocío Abreu, secretaria de la Comisión de Energía, subrayó que la prioridad es asegurar abasto, calidad y seguridad para los consumidores, al tiempo que se combate la informalidad y se impulsa la producción nacional de gas.

Abreu parte de una premisa: el gas LP es un energético básico para millones de familias. Por ello, dijo, el gobierno busca fortalecer el trabajo con cámaras y asociaciones como AMEXGAS. “Lo más importante es que este producto llegue a los ciudadanos, que podamos erradicar parte de la distribución hechiza”, afirmó, al señalar el impacto del robo de gas, el producto de mala calidad y los abusos de precio fuera del mercado regulado.

La legisladora puso el foco en un indicador cotidiano: la calidad de la flama. “La flama azul es la flama que calienta… y una flama roja o amarilla quiere decir que es un gas degradado”, explicó. Este tipo de prácticas, asociadas a gas adulterado o de procedencia irregular, afectan directamente el bolsillo y la seguridad de las familias.

En el frente regulatorio, identificó tres ejes: precio, distribución y seguridad. El control de precios ha sido tema de debate con el sector, pero Abreu insistió en un equilibrio: evitar que el precio “se dispare” al ciudadano, sin diseñar reglas que expulsen a empresas formales y abran la puerta a distribuidores fuera de la ley, que operan sin protocolos de seguridad ni estándares de calidad.

reguladas pueden retirarse y dejar espacio a actores irregulares. El resultado puede ser paradójico: gas aparentemente más barato, pero sin supervisión, sin competencia real y con costos ocultos por accidentes, mala calidad o precios abusivos.

Abreu también conectó el tema con la pobreza energética: millones aún cocinan con leña o carbón, con impactos en salud y ambiente. En su lectura, fortalecer a Pemex y CFE ayuda a sostener producción e infraestructura para ampliar acceso a energéticos modernos. En paralelo, subrayó la intención de reducir la dependencia de gas importado. Señaló que Sener y Pemex trabajan en esquemas que incentiven extracción de gas en México, diferenciando fiscalmente crudo y gas para hacerlo más atractivo y desincentivar el venteo y la quema.

En su mensaje al gremio, insistió en el papel de la Comisión como puente entre empresarios y autoridades, y en empujar una cadena “Hecho en México”, desde cilindros y equipos de seguridad hasta distribución formal. De cara a la revisión comercial, pidió escuchar a quienes invierten en México para evitar condiciones desiguales frente a productos que no cumplan normas. El cierre fue una invitación a la comunicación constante: afinar regulación, fortalecer formalidad y mantener al consumidor al centro. r ocío

Esa tensión se vuelve más visible en zonas alejadas, donde la logística encarece la entrega. Si no hay condiciones mínimas de rentabilidad, advirtió, las empresas

Otro eslabón crítico es el almacenamiento. México requiere más capacidad para enfrentar picos de demanda o disrupciones logísticas. Abreu sostuvo que el marco legal y reglamentario abre espacio a nuevos proyectos donde la participación privada será relevante, bajo reglas claras y supervisadas.

ENERGÍA

HUMCAR APUESTA POR REGULADORES

AUTOCOMPENSADOS

PARA MODERNIZAR LA

DISTRIBUCIÓN

DE GAS LP EN MÉXICO

c on más d E dos décadas E n m éxico , H umcar busca am P liar su P r E s E ncia E n E l s E ctor d E gas l P con r E gulador E s d E alta t E cnología , garantías d E H asta 10 años y solucion E s dis E ñadas a la m E dida d E las normas y n E c E sidad E s d E l m E rcado m E xicano .

Gabriel Becerra

En el marco del Congreso GLP 2025, Panorama Energético conversó con Mauricio Silva, jefe de Relacionamiento Técnico de HUMCAR, una empresa de origen colombiano con más de cinco décadas en el mercado y una presencia consolidada en México.

HUMCAR debe su nombre a su fundador, Humberto Camacho Rojas. “Es una empresa colombiana, ya tiene 54 años de historia. En México tenemos aproximadamente unos 23 años, en donde empezamos a incursionar en reguladores para gas natural”, explica Silva. Desde su planta en Bogotá fabrican válvulas y reguladores para gas natural y gas LP, respaldados por la certificación ISO 9001 para diseño y fabricación.

En territorio mexicano, la compañía atiende hoy a las principales distribuidoras de gas natural —como Naturgy y Gas Natural del Noroeste— y a algunos jugadores de GLP, pero su objetivo es claro: incrementar su

Somos una fábrica que tiene la capacidad de diseñar productos con diferenciales en el mercado, que nos permiten participar en licitaciones y generar soluciones a las industrias”

participación en el segmento gasero. La apuesta pasa por soluciones diferenciadas. “Somos una fábrica que tiene la capacidad de diseñar productos con diferenciales en el mercado, que nos permiten participar en licitaciones y generar soluciones a las industrias”, señala.

Ese valor agregado se refleja en el equilibrio entre desempeño técnico y costo. Silva detalla que, en licitaciones inversas,

HUMCAR compite con productos que “cumplen las características técnicas a un precio razonable”, algo clave para distribuidores que operan bajo presión regulatoria y márgenes acotados.

Uno de los frentes donde HUMCAR busca marcar distancia es la regulación de presión en sistemas de GLP. Además de los reguladores de acción directa, la firma está introduciendo en México reguladores autocompensados para segunda etapa. “Esos reguladores en los sistemas de distribución de GLP son muy poco conocidos; ofrecen una ventaja tecnológica: no tienes que aumentar los diámetros de tubería para mantener la presión estable y eso es un beneficio para el técnico porque te ahorras en costo”, explica.

La confianza en su ingeniería se refleja también en las garantías: tres años para reguladores de gas natural y hasta diez años para equipos de GLP. Esa cobertura busca dar certidumbre a los distribuidores que requieren continuidad operativa y cumplimiento normativo.

Silva reconoce el peso de México en el mercado latinoamericano de GLP y ve espacio para crecer: “Aunque no tenemos todavía una participación tan importante, queremos aprovechar estos espacios para poder introducir un poco más y participar mejor de este mercado”.

Antes de despedirse, lanza una invitación directa al sector: conocer el portafolio de Industrias HUMCAR en www.humcar.com y seguir los contenidos técnicos del “Profe Mau” en YouTube, donde comparten videos cortos para fortalecer las capacidades de los equipos de ingeniería y operación.

ENERGÍA

SENSIGAS: TANQUES DE GAS LP CONECTADOS

PARA HOGARES Y DISTRIBUIDORES

s tartu P m E xicana s E nsi g as P r E s E ntó E n P anorama E n E rgético sus solucion E s d E m E dición int E lig E nt E Para tanqu E s d E gas l P, qu E con E ctan H ogar E s y P lantas d E distribución , PE rmit E n monitor E o E n ti E m P o r E al , al E rtas P or a PP y W H ats a PP , y o P timizan inv E ntarios r E sid E ncial E s E industrial E s .

Gabriel Becerra

En un mercado donde el gas LP es esencial pero poco visible –el tanque suele estar en la azotea y se olvida hasta que se vacía– SensiGas busca convertirlo en un activo conectado y gestionable en tiempo real. La startup mexicana presentó en Panorama Energético sus soluciones de medición inteligente para uso residencial e industrial, con más de 5,000 casas ya conectadas a su sistema.

El punto de partida es una escena cotidiana: quedarse sin gas justo antes de bañarse o al preparar el desayuno. El vocero de SensiGas lo resume como uno de los grandes vacíos de la “casa inteligente”: muchos servicios digitalizados, pero el tanque sigue siendo una caja negra.

Para atenderlo, desarrollaron un sensor que se coloca directamente en el tanque de gas LP y que cualquier usuario puede instalar sin necesidad de personal especializado. Una vez instalado, el dispositivo envía

Es un producto hecho en México, diseñado por talento mexicano, entonces estamos muy orgullosos”

información de nivel a una aplicación y al WhatsApp del usuario. La plataforma indica el porcentaje de gas disponible, estima cuánto tiempo durará y notifica en cuanto se realiza una recarga.

“Te avisa cuando hay recargas y ya no te quedas sin gas, y eso te lo da en el instante”, explica el representante de la startup. La batería integrada está diseñada para operar entre cinco y siete años, reduciendo necesidades de mantenimiento.

El desarrollo es completamente local. “Es un producto hecho en México, diseñado

por talento mexicano, entonces estamos muy orgullosos”, subraya, destacando el componente de ingeniería nacional detrás del hardware y el software.

La misma tecnología se escala al ámbito industrial. SensiGas ofrece sistemas capaces de monitorear tanques desde 90 hasta 400 mil litros, lo que permite a los distribuidores de gas visualizar en tiempo real su inventario en plantas, autotanques o instalaciones de clientes. Así, se evita enviar pipas a rellenar tanques casi llenos o descubrir demasiado tarde que un tanque crítico se quedó sin producto.

La plataforma corre sobre infraestructura de Amazon Web Services (AWS) y está preparada para análisis de datos y aplicaciones de Big Data. “Al final lo conectamos, le damos vida de cierta forma y le damos datos”, explica el vocero.

Con esa información, los distribuidores pueden optimizar rutas, programar recargas y mejorar el uso de su capacidad de almacenamiento.

Para usuarios residenciales, los dispositivos de SensiGas ya se encuentran en marketplaces como Amazon y Mercado Libre, además de comenzar a distribuirse en ferreterías y otros puntos físicos.

Para el segmento gasero, la empresa ofrece acompañamiento directo para seleccionar el portafolio adecuado y desplegar esquemas de monitoreo masivo en tiempo real.

SHEINBAUM Y EL TABLERO ENERGÉTICO: 10 DECISIONES QUE REESCRIBIRÁN EL SEXENIO

E l s E x E nio arranca con un r E dis E ño d E l E stado E n E rgético : P E m E x y cf E fortal E cidas , nu E vos r E gulador E s , contratos mixtos , transmisión y control d E costos . E stas di E z d E cision E s d E finirán inv E rsión , s E guridad y transición .

Gabriel Becerra

La política energética de Claudia Sheinbaum se está definiendo menos por un “megaanuncio” y más por un paquete de decisiones que reordena instituciones, reglas e inversión.

El eje es claro: soberanía con Pemex y CFE al centro, pero con urgencia de resultados en producción, confiabilidad y costos.

El cambio al inicio de su sexenio no fue menor: al sustituir organismos autónomos y reforzar a las empresas estatales, el gobierno gana velocidad para decidir, pero también se vuelve el principal responsable de que no haya apagones, cuellos de botella ni rezagos de permisos.

Para la industria, el termómetro será simple: tiempos de respuesta, reglas predecibles y proyectos que lleguen a operación.

1.- Blindaje constitucional y operativo de Pemex y CFE. Con el decreto que reafirma a ambas como “empresas públicas del Estado”, el gobierno apuesta por mayor control y conducción directa del sistema.

2.- Nuevo árbitro del mercado. La extinción de la CRE y la CNH y la creación de la

Comisión Nacional de Energía (CNE) concentran atribuciones y vuelven a la Sener el nodo de planeación y regulación.

3.-Reescritura legal. La legislación secundaria firmada en 2025 cambia leyes, trámites y facultades, marcando una nueva “regla del juego” para permisos, supervisión y operación.

4.-Planeación como prioridad. La Estrategia Nacional del Sector Eléctrico pone el foco en confiabilidad, expansión y suministro para hogares e industria, con metas claras.

5.- Rescate financiero de Pemex con metas explícitas. El plan oficial busca reducir presión de deuda y pasivos, con la narrativa de llevar a Pemex a operar sin apoyo recurrente hacia 2027.

6.- Contratos mixtos para reactivar

producción. El Plan Estratégico 2025-2035 los plantea como herramienta clave; el propio gobierno ha descrito una cartera de 21 proyectos y miles de millones de dólares en inversión esperada.

7.- Gas como seguridad nacional. Ixachi se vuelve pieza crítica para sustituir importaciones y ya se han reconocido conversaciones con privados bajo esquemas mixtos.

8.- “Desatorar” la red. CFE anunció 8,177 millones de dólares (2025-2030) para transmisión y subestaciones: condición para nearshoring, interconexiones y renovables.

9.- Nueva capacidad y modernización. El Plan 2025-2030 de CFE plantea obras y proyectos de generación; el reto será equilibrar despacho, costos y metas ambientales.

10.- Credibilidad, anticorrupción y fricción externa. Tras señalamientos de corrupción vinculados a Pemex, la administración insiste en cancelaciones y control; lo que siga será clave para inversión y disputas comerciales.

El sexenio se jugará en la ejecución: si el nuevo diseño institucional acelera permisos y obras, si Pemex paga y produce, y si CFE amplía la red sin encarecer el sistema. Esa será la verdadera “nueva era”.

DUCTOS, DUCTOS Y MÁS DUCTOS: ASÍ SE VIVIÓ EL

CONGRESO INTERNACIONAL DE

DUCTOS 2025 EN VERACRUZ

E n b oca d E l r ío , E l c ongr E so d E d uctos 2025 juntó industria , gobi E rno y acad E mia Para H ablar d E s E guridad , innovación y P roy E ctos . s tands , conf E r E ncias y E studiant E s activaron alianzas a c am PE c HE 2026.

Gabriel Becerra

Si alguien dudaba de qué sostiene, literalmente, a buena parte del sistema energético del país, el Congreso Internacional de Ductos 2025 lo dejó claro: los ductos. En el World Trade Center Veracruz, expositores, clientes, proveedores, academia y autoridades se reunieron para alinear intereses, compartir soluciones y acelerar decisiones que se traducen en infraestructura.

La inauguración, presidida por el ingeniero Carlos Morales Mar, titular de la Agencia de Energía del Estado de Veracruz, marcó el tono: pasado para aprender, presente para resolver, futuro para construir. Tras el protocolo, el área de stands abrió con un cóctel de bienvenida y bailes tradicionales, recordatorio de que la energía también es comunidad.

El recorrido del comité organizador por los stands permitió conversaciones cara a cara donde se detecta una necesidad técnica y, a pocos metros, aparece el proveedor que la resuelve. En los pasillos se habló de integridad, mantenimiento, inspección y gestión de riesgo; en las salas, las conferencias

insistieron en seguridad, sostenibilidad y continuidad operativa.

Tres voces resumieron el espíritu del foro.

Para Elizabeth Mar Juárez, Directora General del Instituto Mexicano del Petróleo, estos encuentros son “un punto de encuentro donde pueden encontrar innovación tecnológica”. Rafael García, Vicrepresidente de Relaciones Gubernamentales de TC Energía, subrayó el valor del diálogo entre sector privado, reguladores, académicos y gobierno: “para desarrollar polos… necesitamos infraestructura, y la infraestructura va a ser

vía ductos”. Maritza López puso el acento en el aprendizaje: las preguntas del público “retroalimentan mucho” y acercan a colegas que comparten retos.

También hubo espacio para reconocer capacidades nacionales. El Instituto Mexicano del Petróleo destacó desarrollos que buscan “garantizar la efectividad, la seguridad y la sostenibilidad” de la red existente, mientras se discuten proyectos en estados como Tamaulipas, Veracruz y Campeche. La presencia de estudiantes confirmó una idea repetida durante el congreso: el futuro de los ductos se juega en el talento que hoy se forma.

El saldo: alianzas en puerta, proveedores locales visibilizados y una industria vibrante, con networking real entre quienes operan, regulan y diseñan la red. La despedida fue una promesa: 2026 en Campeche, con más conexiones, más tecnología y—sí—más ductos.

DESPIDOS MASIVOS EN PEMEX

DESATAN CONFLICTO LABORAL

P E m E x d E s P idió a más d E 3 mil trabajador E s , incluidos 700 E n t abasco , E n una r EE structura int E rna qu E d E sata P rot E stas , cu E stionami E ntos sobr E jubilacion E s y P osibl E s conflictos laboral E s E n 2026.

GABRIEL BECERRA

Petróleos Mexicanos (Pemex) ejecutó el despido de más de 3 mil trabajadores de confianza y sindicalizados en distintas áreas de la empresa, de los cuales alrededor de 700 corresponden al estado de Tabasco. El ajuste de personal, que según la empresa forma parte de un proceso de “integración” y reestructura interna, ha detonado movilizaciones y señalamientos de revanchismo político por parte de los afectados.

Raúl Drouaillet Patiño, coordinador nacional de Petroleros Reclamantes de

Justicia e identificado con la corriente obradorista dentro de Pemex, anunció que a principios de enero de 2026 volverán a instalar un campamento en la Ciudad de México, frente a la Suprema Corte de Justicia de la Nación y la Presidencia de la República. De acuerdo con el dirigente, llevan ya cuatro meses de protestas continuas desde que iniciaron los primeros despidos en junio.

Con más de 40 años de servicio en la petrolera, Drouaillet calificó como “terrible” que trabajadores que apoyaron políticamente el proyecto lopezobradorista hayan sido despedidos tras décadas de labor. Recordó que, en el último año del gobierno de Andrés Manuel López Obrador, se logró la reintegración de este grupo, que ahora vuelve a quedar fuera de la empresa.

Según los testimonios recogidos, Pemex ha justificado los recortes como resultado de la desaparición de filiales y subsidiarias, con el objetivo de

consolidar la operación bajo un esquema de integración vertical. La compañía inició formalmente las bajas el 6 de junio, teniendo como primera área afectada a la Dirección de Refinación, encabezada por Héctor Lechuga, donde unas 500 personas fueron notificadas de la pérdida de su empleo. En ese momento, se confirmó que el objetivo total era recortar a 3 mil trabajadores en diversas áreas.

Más allá del impacto laboral, los despidos tienen implicaciones económicas relevantes. De acuerdo con estimaciones de los afectados, el costo de las liquidaciones podría ubicarse entre 450 y 550 millones de pesos, dependiendo de los años de antigüedad y del tipo de contrato de cada trabajador. Sin embargo, diversos empleados denuncian que Pemex estaría prescindiendo de su personal sin reconocer plenamente derechos de jubilación; sólo una parte habría recibido liquidaciones, lo que abre la puerta a posibles demandas laborales y nuevas rondas de conflicto sindical.

En el trasfondo, los trabajadores despedidos insisten en que el proceso no sólo obedece a criterios de eficiencia o ahorro de recursos, sino también a intereses particulares de mandos medios y altos dentro de la empresa productiva del Estado.

ENERGÍA

PEMEX: DA CINCO CONTRATOS MIXTOS PARA APUNTALAR LA PRODUCCIÓN

E m E x adjudicó cinco contratos mixtos

Gabriel Becerra

Pemex adjudicó cinco de los 11 contratos mixtos que planeaba cerrar antes de terminar el año para sumar producción de crudo y gas y reforzar su recuperación operativa. Son proyectos terrestres en campos ya conocidos: Tupilco Terciario, SiniCaparroso, Cuervito, Agua Fría y Tamaulipas Constituciones, donde la estatal mantendrá participaciones de 46% a 84%, según documentos internos consultados por Industry & Energy Magazine. Los bonos de firma de las cinco áreas sumarían alrededor de 50

En un horizonte de 20 años, Pemex estima recuperaciones de 78.5 millones de barriles de crudo y 80.9 mil millones de pies cúbicos de gas en Tamaulipas Constituciones; 23 millones de barriles y 58 mil millones de pies cúbicos en Sini-Caparroso; unos 262 mil millones de pies cúbicos en Cuervito —un área esencialmente gasífera—; y alrededor de 129 millones de barriles y poco más de 200 mil millones de pies cúbicos en Agua Fría. Para Tupilco Terciario no se han divulgado cifras públicas de reservas, aunque el contrato prevé una participación de Pemex de 64%.

Los contratos se insertan en un giro más amplio hacia esquemas con privados. Incluyen la reactivación de alrededor de 400 pozos cerrados mediante contratos de servicios: las empresas asumen la inversión inicial y cobran contra desempeño. La estrategia se articula con el Plan Estratégico 2025-2035 y

con la meta gubernamental de elevar la producción de líquidos a 1.8 millones de barriles diarios hacia el final del sexenio, desde un promedio cercano a 1.6 millones.

El contexto financiero condiciona el diseño. Pemex carga una deuda total cercana a 100 mil millones de dólares y adeudos elevados con proveedores, lo que ha empujado vehículos de financiamiento con banca de desarrollo. En gas natural, áreas como Cuervito se conectan con la dependencia externa: alrededor de 72% del consumo se abastece con importaciones desde Estados Unidos, principalmente vía gasoductos. En paralelo, la empresa explora contratos de servicios financiados en campos clave como Ixachi. El mosaico busca movilizar capital y tecnología sin ceder el control operativo ni la mayor parte de la renta.

ENERGÍA

PEMEX MUEVE EL TABLERO: “CONTRATOS MIXTOS” SIN

MDBD?

MAJORS; ¿SE ENFRÍA

LA SALIDA DE ÁNGEL CID DE PEP Y EL RELEVO POR OCTAVIO BARRERA. LOS PRIMEROS MANOS DE JUGADORES PEQUEÑOS.

Gabriel Becerra

La pieza que faltaba para explicar la nueva etapa de Petróleos Mexicanos ya se movió: Ángel Cid Munguía dejó la dirección de Pemex Exploración y Producción (PEP), en un relevo que ocurre en el momento más sensible del tablero operativo: la discusión sobre la plataforma de crudo y el aterrizaje de los llamados “contratos mixtos” con privados. En su lugar, Octavio Barrera Torres, hasta ahora subdirector de Diseño, Ingeniería y Ejecución de Proyectos, quedó como “sustituto interino” con atribuciones plenas para desempeñar la función.

El telón de fondo no cambió: Pemex enfrenta una producción cercana a 1.6 millones de barriles diarios, por debajo del objetivo oficial de 1.8 millones hacia 2030, con una estructura financiera presionada por una deuda total por

encima de 100 mil millones de dólares, aun con apoyos del gobierno. Es una ecuación que condiciona inversión, tiempos y margen de maniobra para sostener barriles en un portafolio cada vez más exigente.

La confirmación del relevo coincide con una señal que el mercado ya venía leyendo: los primeros contratos mixtos no atrajeron a las majors. De los once previstos, Pemex adjudicó cinco y, según documentación y fuentes citadas por Reuters, las asignaciones quedaron en manos de jugadores locales o de menor escala, con bonos de firma de 50 millones de dólares y una participación de Pemex que se mueve entre 40% y 85%. En el mejor escenario, esos cinco proyectos aportarían alrededor de 70 mil barriles diarios en el corto plazo, todavía lejos del incremento que el plan oficial busca construir en la década.

El relevo en PEP se leerá también desde la óptica de los activos ancla. Campos con declinación estructural conviven con proyectos que exigen sincronía técnica y certidumbre contractual. En ese contexto, la tentación de “tapar baches” con reaperturas selectivas de pozos o ajustes de capex puede oxigenar la caja en un trimestre, pero rara vez corrige la tendencia de fondo si no viene acompañada de intervenciones, infraestructura de superficie y disciplina de ejecución.

Por eso el nombramiento de Barrera llega con una vara alta: no sólo administrar la operación, sino probar que la curva de aprendizaje de los contratos mixtos está viva y que PEP

TABLERO: SALIDA EN PEP Y ENFRÍA LA APUESTA POR 1.8

PRIMEROS 5 “CONTRATOS MIXTOS” QUEDARON EN

puede reordenar prioridades para extraer barriles marginales al menor costo posible, con metas realistas de integridad, perforación, terminación y mantenimiento. En un Pemex donde el capital es caro y el tiempo es político, el liderazgo operativo pesa tanto como el diseño contractual.

Hacia 2026, el mercado observará tres señales concretas: la calidad de las decisiones de inversión en PEP (de pozos y facilidades a integridad de ductos), la capacidad de los nuevos contratistas para cumplir hitos en campo y la consistencia de la plataforma trimestral. En Pemex, el parteaguas no es el nombre en la oficina: son las curvas de producción por activo y la seguridad con la que PEP ejecute cada proyecto. Si el cambio sirve para imprimir foco técnico y disciplina, el 2026 puede empezar a verse distinto; si no, los números volverán a dictar la narrativa.

TRANSICIÓN ENERGÉTICA CON LOS LA VISIÓN DE JAIME BRITO

n E ntr E

En el marco del Congreso GLP 2025, Panorama Energético conversó con Jaime Brito, director ejecutivo de Mercados Petroleros de OPIS, sobre un tema incómodo pero ineludible: la transición energética no avanza al ritmo que muchos discursos políticos y corporativos prometieron hace una década.

Lo que hemos visto ya los últimos dos años es que muchas empresas ya están reconociendo que cuesta trabajo, que va a llevar mucho más tiempo de lo planeado y ya varias están regresando a poner su dinero en hidrocarburos”.

Brito recuerda que desde hace 10 o 15 años se viene hablando de un cambio acelerado hacia combustibles alternos que desplazarían a la gasolina, el diésel y otros petrolíferos. Sin embargo, la realidad de mercado luce distinta. “Lo que hemos visto ya los últimos dos años es que muchas empresas ya están reconociendo que cuesta trabajo, que va a llevar mucho más tiempo de lo planeado y ya varias están regresando a poner su dinero en hidrocarburos”, explica.

El análisis que presentó en el Congreso apunta en la misma dirección: el consumo de combustibles derivados del petróleo se mantendrá sólido en las próximas décadas. “Vemos que el consumo de gasolina, diésel, etcétera, va a continuar bastante fuerte de aquí al 2050”, señala, aunque reconoce que sí habrá un crecimiento gradual de alternativas como biocombustibles y

LOS PIES EN LA TIERRA:

vehículos eléctricos.

No existe la tecnología para producir combustibles alternos a un costo que sea competitivo con los combustibles tradicionales”.

La razón principal está en la economía y en la tecnología disponible. Brito subraya que, hoy por hoy, “no existe la tecnología para producir combustibles alternos a un costo que sea competitivo con los combustibles tradicionales”. Extraer crudo de grandes yacimientos ya desarrollados y refinarlo sigue siendo, en la mayoría de los casos, más barato que producir sustitutos a partir de aceites usados, residuos o biomasa, que requieren una logística compleja y costosa.

Otro frente es el eléctrico. Brito reconoce que fuentes como la solar y la eólica han avanzado con fuerza en la generación de electricidad, incluso en estados petroleros como Texas. No obstante, recuerda que gran parte de ese crecimiento ha dependido de subsidios, créditos e incentivos que hoy enfrentan recortes por razones geopolíticas y de seguridad energética.

Ante este panorama, la discusión sobre los compromisos climáticos cobra nueva relevancia. ¿Tiene sentido seguir firmando acuerdos que plantean metas agresivas para 2030 o 2035? Para Brito, la respuesta no pasa por abandonarlos, sino por ajustar las expectativas: “El mensaje de que de aquí a 5 o 10 años puedes cambiar una cadena de suministro que el mundo ha creado en 150 años está imposible”.

Su llamado es a mantener el objetivo de reducir emisiones, pero con una hoja de ruta “social y económicamente realista”, que reconozca que el petróleo crudo, el gas natural y el gas LP seguirán siendo parte central de la matriz energética mundial durante varias décadas más, mientras las tecnologías alternativas maduran y se abaratan.

El mensaje de que de aquí a 5 o 10 años puedes cambiar una cadena de suministro que el mundo ha creado en 150 años está imposible”.

ENERGÍA

PUERTA AL SURESTE ACELERA: TECHINT

TERMINA “VERACRUZ NORTE” Y TC ENERGY PERFILA GAS PARA EL SURESTE EN 2026

Becerra

El rompecabezas gasífero del sursureste dio un paso clave: Techint Ingeniería y Construcción informó la conclusión del tramo “Veracruz Norte” del gasoducto “Puerta al Sureste” para TC Energy, que integra una estación compresora de 94,000 caballos, un ducto terrestre de 20–21 kilómetros de 36 pulgadas y un landfall récord en Tuxpan, Veracruz. El anuncio, difundido el 1 de diciembre, confirma avances justo en los puntos de mayor complejidad técnica y deja listo el terreno para un arranque comercial escalonado de un proyecto que, en alianza con CFE, apunta a estabilizar el suministro de gas natural hacia el sureste.

Puerta al Sureste es un gasoducto submarino que conectará Tuxpan con Coatzacoalcos (Veracruz) y Paraíso (Tabasco). Su capacidad proyectada supera 1.3 Bcf/d y su longitud se ubica en el rango de 715–778 kilómetros, de acuerdo con información pública y reportes sectoriales. El objetivo estratégico es claro: llevar molécula desde Texas hacia nodos donde la demanda eléctrica crece más rápido, reduciendo el uso de combustibles líquidos y elevando la confiabilidad operativa regional.

El hito en Tuxpan es neurálgico porque ahí

se concentran la compresión y el punto de recepción que permiten “empujar” gas hacia el Golfo. Techint detalla que el paquete incluyó un Direct Pipe de 1.5 kilómetros mar adentro, picos de 1,500 trabajadores y cerca de 3 millones de horas-hombre. En un sistema dominado por ductos offshore, resolver sin tropiezos el aterrizaje y la compresión en tierra es condición para que el resto del trazado avance hacia pruebas e integración.

La señal macro también pesa. TC Energy ha presentado el proyecto como un refuerzo para abastecer Campeche, Yucatán y Quintana Roo y como insumo para nueva generación eléctrica más eficiente. Incluso si el tubo no llega físicamente a Mérida, el incremento de oferta en el corredor Tabasco–Veracruz permite reconfigurar flujos y liberar molécula hacia Cuxtal–Mayakán, el sistema que alimenta a la

Península.

Ahí entra la otra mitad de la historia: la expansión Cuxtal II–Mayakán. En 2024, ENGIE y Macquarie acordaron ampliar el sistema con más de 700 kilómetros nuevos y una duplicación de capacidad, con cronogramas que apuntan a 2026. Gobierno estatal y empresa han comunicado que el objetivo es responder a nuevas centrales de CFE y a la demanda industrial del nearshoring, sumando estaciones de compresión, medición y nuevas interconexiones.

En tiempos y beneficios, lo relevante no es la fecha exacta de entrada total, sino el dato duro: la compresión de Tuxpan ya está lista. Sin presión, no hay caudal para el resto del gasoducto. La foto 2026–2027 luce así: más gas hacia el Istmo y Tabasco, posibilidad de reforzar a la Península vía Mayakán, centrales sustituyendo combustóleo y diésel y costos marginales menos volátiles. Además, el ángulo industrial: el Corredor Interoceánico y planes logísticos energéticos requieren volúmenes que sólo serán viables si Puerta al Sureste y Mayakán entregan a tiempo.

ENERGÍA

CFE LICITA CENTRAL DE 240 MW POR 272 MDD; ¿ALCANZA PARA BLINDAR EL VERANO 2026?

cf E lanzó licitación Para una c E ntral a gas d E 240 m W E n b aja c alifornia s ur P or 272 millon E s d E

dólar E s ; r E c EP ción d E of E rtas E st E 12 d E dici E mbr E . s ist E ma aislado , ri E sgo E stival .

Gabriel Becerra

La Comisión Federal de Electricidad activó un plan de choque para Baja California Sur. La empresa lanzó una licitación por 272 millones de dólares para construir una central de 240 MW en Los Cabos, con recepción de ofertas el 12 de diciembre. En un sistema aislado del resto del país —donde el verano empuja la demanda al límite—, la nueva planta puede ser la diferencia entre un pico tenso y una contingencia.

El expediente ya da señales: el proyecto entró a evaluación ambiental y aparece en listados de infraestructura como “Central de Combustión Interna Los Cabos (240 MW)”, alineada con el plan de expansión 2025. El diseño apunta a tecnología térmica a gas, con potencia firme y capacidad de modular rápido en horas críticas, justo lo que necesita una región con carga turística creciente.

La pregunta para operadores, comercios y hoteleros es si el calendario alcanzará para blindar el verano de 2026. Aun con obra acelerada, pruebas y energización consumen meses; por ello Baja Sur deberá apoyarse en mantenimientos quirúrgicos,

suministro de combustibles sin sobresaltos y programas de respuesta a la demanda. Desde 2021, La Paz y Los Cabos enfrentan veranos de alta temperatura y consumo, sin la opción de importar energía del sistema interconectado nacional.

Financiamiento y logística serán determinantes: los 272 millones deben cubrir equipos, obra civil, ingeniería y pruebas, además de compras (transformadores, interruptores, control) con tiempos de entrega todavía largos. En paralelo, la cadena de gas —históricamente dependiente de combustóleo y diésel— requiere claridad contractual para garantizar volumen y calidad.

Para CFE, llegar a tiempo también es reputación: demostrar ejecución en un entorno de demanda creciente. Para el usuario final, el beneficio es tangible: menos alertas y paros en temporada alta, costos marginales más estables y menor uso de combustibles más caros y contaminantes. El reloj corre.

En paralelo, el gobierno de Claudia Sheinbaum ha anunciado un plan de capitalización para que Pemex deje de

depender de Hacienda a partir de 2027 y reduzca su deuda a 77.3 mil millones de dólares en 2030. Sin embargo, los efectos inmediatos del ajuste presupuestal ya se sienten en la operación diaria: la crisis de pagos no solo frena proyectos, sino que amenaza con erosionar aún más la capacidad productiva de la petrolera estatal.

STPRM ADVIERTE 2026 DIFÍCIL PARA PEMEX POR REZAGOS DE MANTENIMIENTO E INVERSIÓN

E l st P rm P r E vé un 2026 difícil Para P E m E x P or r E zagos d E inv E rsión y mant E nimi E nto . a nuncia d E sbloqu E o d E P lazas y confía E n m E joras H acia 2027. Gabriel Becerra

Luis Ricardo Aldana Prieto, secretario general del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM), advirtió que 2026 será un año complejo para Pemex por el deterioro acumulado en distintas áreas, que atribuyó a años de inversión insuficiente, mantenimiento postergado y atención tardía a necesidades operativas clave.

El dirigente realizó las declaraciones durante una visita a la zona sur de Tamaulipas, en el marco de la XVIII edición del Torneo de Pesca Petroleros en busca de la curvina “Esdras Romero Vega”, que reunió a trabajadores de diversas secciones del país. Ahí sostuvo que Pemex enfrenta un desequilibrio operativo que obligará a una etapa de corrección intensa.

En su mensaje, Aldana subrayó que la principal fortaleza de la petrolera sigue siendo su capital humano. Aseguró que miles de trabajadores han sostenido la operación pese a presiones financieras, técnicas y logísticas, y planteó que la recuperación de capacidades

dependerá de un esfuerzo coordinado donde la plantilla sea un eje de estabilidad.

“Lo que viene no será un año sencillo, será un periodo de mucho trabajo. Tenemos que corregir rezagos de muchos años: mantenimiento, inversión, infraestructura y condiciones laborales”, afirmó. En esa lógica, 2026 se perfila como un año de ajuste interno, no sólo en equipos e instalaciones, sino en prioridades para garantizar continuidad operativa.

El líder sindical también anunció el desbloqueo de plazas en distintas regiones del país. Explicó que la medida busca reforzar la operación y cubrir necesidades de personal en áreas estratégicas, aliviando cargas de trabajo en instalaciones presionadas por la falta de reemplazos y por la acumulación de tareas críticas de mantenimiento y operación.

Finalmente, Aldana expresó que, aunque el panorama inmediato es difícil, en 2027 podrían observarse cambios relevantes si se mantiene el trabajo coordinado entre trabajadores, sindicato y autoridades. Con ello, el STPRM busca colocarse no sólo como defensor laboral, sino como actor dentro de la narrativa de reconstrucción operativa de Pemex.

COLUMNA

PLANEACIÓN ESTRATÉGICA: LA HERRAMIENTA CRÍTICA QUE FALTA EN LA CADENA DE SUMINISTRO AUTOMOTRIZ

La industria automotriz mexicana enfrenta su momento más crítico.

El 85.5% de las empresas reportaron afectaciones durante crisis recientes, pero la vulnerabilidad real provino de la falta de claridad en metas, optimización de recursos y ausencia de planes para escenarios catastróficos.

En México, 52 de cada 100 PyMEs cierran en sus primeros dos años, y más del 99% de los negocios son PyMEs que generan el 70% del empleo formal. La mayoría opera sin brújula estratégica, cuando la planificación estratégica tiene un impacto significativo en la competitividad empresarial.

Para proveedores automotrices, esta ausencia es devastadora. El 68% de ejecutivos del sector trabajan en reestructurar cadenas de suministro, enfrentando aranceles del 25% desde Estados Unidos y amenazas al T-MEC. Sin planeación formal, las empresas operan reactivamente: extinguiendo incendios, acumulando costos en fletes expeditados y perdiendo contratos por incapacidad de anticipar disrupciones.

La realidad es contundente:

la implementación de planes estratégicos se pierde en operaciones diarias, siendo la ejecución uno de los grandes retos.

Tener un plan no basta; se requiere arquitectura para ejecutarlo.

La falta de planificación a largo plazo dificulta la respuesta ante situaciones adversas.

Hoy existen consultorías especializadas en planeación estratégica y excelencia operacional que acompañan empresas en este proceso. La preparación para 2026 exige evaluación del contexto interno y externo mediante metodologías probadas, objetivos medibles, gestión sistemática de riesgos y cultura organizacional alineada.

Para asegurar continuidad y aprovechar oportunidades, se requiere planeación respaldada por innovación, tecnología y enfoque colaborativo.

La supervivencia ya no depende solo de manufactura excelente, sino de anticipación estratégica profesional.

REVOLUCIÓN CUÁNTICA INDUSTRIAL, UN MOVIMIENTO QUE NO SE PUEDE IGNORAR

Por: Alejandro Preinfalk, PRESIDENTE Y CEO DE SIEMENS PARA MÉXICO, CENTROAMÉRICA Y EL CARIBE

El cómputo cuántico es una tecnología que rompe los límites de la computación tradicional. Mientras las computadoras clásicas trabajan con bits (0 o 1), las máquinas cuánticas utilizan qubits, que pueden existir en múltiples estados al mismo tiempo gracias a la superposición y el entrelazamiento. Esta capacidad permite resolver problemas complejos en segundos, tareas que hoy podrían tardar años.

La infraestructura cuántica requiere condiciones extremas, como temperaturas cercanas al cero absoluto, lo que implica altos costos y dependencia tecnológica. Además, existe una brecha de talento: México necesita especialistas en física cuántica, algoritmos y ciberseguridad cuántica. Otro desafío es la falta de estándares y regulación que impulsen la adopción segura.

Siemens es miembro fundador del consorcio alemán QUTAC y participa activamente en iniciativas conjuntas de investigación y estandarización con el objetivo de promover la transferencia de innovaciones cuánticas a aplicaciones empresariales reales. Además,

colabora con otros socios explorando activamente sus aplicaciones industriales a través de alianzas estratégicas, centrándose en la optimización, la simulación de gemelos digitales y la investigación médica. Se trata de soluciones en la nube que se aplican en diferentes industrias.

De acuerdo con el artículo The Quantum Revolution: Between Hype and Hope, la conversación sobre computación cuántica suele oscilar entre la expectación desmedida y la esperanza informada. El relato más útil para quienes trabajamos en industria, energía, movilidad y manufactura no es si los qubits tendrán superioridad universal mañana, sino cómo integrar hoy capacidades cuánticas e “inspiradas en cuántica” en el hilo digital que ya opera nuestras plantas, redes y productos. En ese punto, la estrategia de Siemens resulta ilustrativa: construir demanda desde la industria, acoplar lo cuántico al gemelo digital y preparar el terreno físico y organizativo para que el hardware cuántico funcione en entornos reales. No es un salto al vacío, es una evolución pragmática que privilegia la utilidad.

La pregunta no es si llegará, sino cuándo y cómo aprovechar esta revolución para posicionarse en la economía digital global.

TRAZABILIDAD DE COMBUSTIBLES: VIGILANCIA CLAVE EN LA CADENA ENERGÉTICA

Becerra

En el sector energético, la trazabilidad es clave para asegurar que los combustibles mantienen su integridad desde el origen hasta el dispensario. Andrés Gutiérrez, CEO de CIEFSA, la define como “el proceso que se lleva desde que un producto sale de la terminal de almacenamiento hasta que llega a la estación de servicio”, pudiendo iniciar incluso en refinería e importación.

En cada eslabón el producto cambia de manos. Un sistema robusto permite comprobar que lo que se compra es lo que se vende y añade seguridad operativa, fiscal y ambiental.

Gutiérrez identifica tres herramientas complementarias:

1.- Trazabilidad documental. Revisa permisos, facturas, volúmenes y fechas: primer filtro para confirmar que la operación es legal y consistente.

Cuando la trazabilidad falla, las afectaciones se multiplican. Las estaciones de servicio —último eslabón de la cadena— enfrentan clausuras, sanciones y daño a infraestructura. Los consumidores ven afectado el desempeño y la vida útil de sus motores. El gobierno pierde recaudación cuando se diluye el producto y se reduce la base de impuestos.

El impacto alcanza también al medio ambiente y la salud: combustibles alterados modifican condiciones de evaporación y elevan emisiones.

Tras la reforma energética, la NOM016 fijó estándares de calidad, pero las inspecciones limitadas dejaron espacios para la adulteración. Hoy distintas autoridades vigilan volúmenes, calidad y transporte. Aun así, advierte Gutiérrez, “hoy en día las estaciones de servicio rara vez saben que el producto fue adulterado”. a

2.- Trazabilidad química. Analiza propiedades del combustible. Por ejemplo, el metilterbutiléter que usa Pemex o parámetros como el azufre: “Si salió de la terminal con 10 partes por millón de azufre y te llega con 50, quiere decir que pasó algo”.

3.- Trazadores moleculares. Funcionan como “huella digital” del producto. Si una marca incorpora su trazador y en la estación aparece el de otra petrolera, “quiere decir que compraste a alguien distinto”.

Cambios como el balizado de autotanques refuerzan esta vigilancia sobre transporte y logística. “Tener una trazabilidad suficientemente robusta te permite asegurar que no hay un cambio de producto y que tu estación esté segura también”, resume.

Hoy en día las estaciones de servicio rara vez saben que el producto fue adulterado”.

36 CONVENCIÓN MINERA: JOVEN Y CERTIDUMBRE PARA INDUSTRIA

RUBÉN DEL POZO, PRESIDENTE DE LA AIMMGM, AFIRMA QUE LA 36 CONVENCIÓN MOTOR, IMPULSANDO AUTOMATIZACIÓN, PARTICIPACIÓN DE MUJERES Y JÓVENES,

Gabriel Becerra

En un entorno sin política industrial clara, con financiamiento limitado y energía poco competitiva, los retos para quienes sostienen el empleo formal se multiplican. Mientras tanto, “el gobierno se queda con el aplauso y la industria paga la factura”, resume el contexto. En este marco, Panorama Industrial conversó con el ingeniero Rubén del Pozo Mendoza, presidente de la Asociación de Ingenieros de Minas, Metalurgistas y Geólogos de México, para hacer balance de la 36 Convención Internacional de Minería.

Del Pozo califica el encuentro como un éxito: se reunió a toda la cadena de valor, se generaron negocios concretos y se presentó un amplio portafolio de innovaciones. La asistencia a conferencias, la actividad en la expo, las conferencias magistrales, paneles y mesas de negocio confirmaron que la minería sigue siendo un motor de desarrollo con potencial de inversión y una operación cada vez más responsable y sostenible.

Entre las innovaciones destacadas mencionó soluciones de automatización y conectividad industrial, telemetría, teleoperación, sistemas de monitoreo de flota y plataformas que integran internet de las cosas e inteligencia artificial. Estas tecnologías, subrayó, mejoran la seguridad, la productividad y permiten operaciones más limpias y trazables, además de abrir espacio a perfiles jóvenes altamente tecnológicos.

El presidente de la asociación también resaltó la creciente participación de las

INNOVACIÓN, TALENTO PARA LA INVERSIÓN

CONVENCIÓN MINERA FORTALECIÓ A LA MINERÍA COMO JÓVENES, Y CERTIDUMBRE PARA INVERSIONES.

mujeres en la minería, que ya rebasa el 18 %. La industria, tradicionalmente masculina, avanza hacia modelos más igualitarios e inclusivos, con mujeres ocupando posiciones técnicas, operativas y de liderazgo.

Otro eje central de la convención fue el diálogo con autoridades federales y estatales. En la “cumbre de estados mineros” participaron titulares de Economía de San Luis Potosí, Chihuahua, Guerrero, Zacatecas y Sonora, quienes reiteraron la importancia estratégica del sector y su disposición a colaborar en agendas de inversión, competitividad y desarrollo regional.

En materia de certidumbre jurídica y atracción de inversiones, la convención retomó la agenda regulatoria y abrió espacios para acelerar proyectos. La industria refrendó su voluntad de trabajar con gobiernos y comunidades, mientras que las autoridades manifestaron interés en fortalecer condiciones para la inversión responsable y avanzar en la liberación de permisos pendientes.

Del Pozo cerró reconociendo a expositores, conferencistas, jóvenes, mujeres y autoridades que hicieron de la convención un espacio de diálogo, innovación y negocio, y enfatizó que el compromiso ahora es seguir impulsando tecnología, talento y un marco que atraiga inversión responsable y genere beneficios compartidos.

INDUSTRIA

LA MIGRACIÓN TECNOLÓGICA EN LA INDUSTRIA: EL INTERNET

INDUSTRIAL

DE LAS COSAS SEGÚN

WEIDMÜLLER MÉXICO

g uill E rmo d orant E s - g E r E nt E r E gional d E v E ntas E n W E idmüll E r m éxico , E x P lica cómo E l i nt E rn E t i ndustrial d E las c osas y la migración t E cnológica E stán transformando la E fici E ncia , E l control E n E rgético y la int E lig E ncia o PE rativa E n la industria m E xicana H acia 2030, E n un cont E xto global d E automatización ac E l E rada .

Gabriel Becerra

Para nosotros este tipo de eventos son de enorme importancia: son el escaparate para mostrar a clientes y usuarios nuestras soluciones y, al ser tecnologías muy específicas, necesitamos foros especializados. En la Ciudad de México casi no ha habido ferias de automatización en años; por eso esta edición de ITM es vital para la zona que atiendo.

Weidmüller es una marca global de automatización y control con más de 30 años de presencia directa en México. Ofrecemos soluciones que van desde aplicaciones muy básicas hasta proyectos industriales complejos: PLCs, HMIs, enlaces de comunicación, convertidores de protocolo y herramientas profesionales para instalación y mantenimiento.

En esta feria presentamos, entre otros equipos, nuestro WPC, una unidad de procesamiento de cables que agiliza la

fabricación de gabinetes y tableros, así como soluciones para campo y taller. Uno de los objetivos centrales de Weidmüller es eficientar y facilitar el trabajo de nuestros clientes, reduciendo costos en diferentes escalas. Por eso también ha tenido gran aceptación nuestro “tool chest”, un sistema tipo carrito donde se resguardan y controlan las herramientas utilizadas en el proceso industrial.

Cada año incorporamos innovaciones, en especial en automatización y digitalización. Muchos de nuestros productos nacieron en plena pandemia: durante ese periodo no había foros para mostrarlos y, al salir, nos enfrentamos además a la escasez de materiales. Hoy estamos aprovechando estos espacios para lanzarlos de forma masiva, demostrar su valor y escuchar de primera mano los retos de los usuarios.

Tenemos la tecnología y los equipos;

los clientes tienen los procesos y las aplicaciones. Lo que viene es seguir conectando ambos mundos, desarrollando soluciones a la medida. Cada año trae nuevos desafíos y el 2026 se perfila con un panorama muy positivo.

La invitación es clara: acérquense a Weidmüller. A nivel global y particularmente en México estamos listos para apoyar sus proyectos. Sígannos en nuestra página web y redes sociales y, cuando vean a alguien de naranja en estos foros, acérquense con confianza: estamos para ayudar a resolver aplicaciones, no para generar problemas.

La

invitación es clara: acérquense a Weidmüller.

A

nivel global y particularmente en México estamos listos para apoyar sus proyectos.

LA LOGÍSTICA COMO VENTAJA:

CÓMO EL TRANSPORTE DE CARGA ESTÁ REDEFINIENDO

LA COMPETITIVIDAD INDUSTRIAL EN MÉXICO

t rans P ort E d E carga y logística no son so P ort E : son v E ntaja . i nfra E structura , s E guridad , digitalización E int E rmodalidad fijan costos y ti E m P os ; así d E cid E n qué P lantas ll E gan , dónd E s E instalan y cuánto E x P ortan .

En el mapa industrial de México, la ventaja ya no se mide sólo por salarios o tratados comerciales. Hoy la competitividad se define en el “último kilómetro”: cuánto cuesta mover una pieza, cuántas horas se pierden en un cuello de botella y qué tan confiable es la entrega. Por eso el transporte de carga y la logística dejaron de ser “back office” para volverse un factor estratégico que decide dónde se instalan plantas, qué se produce y a qué velocidad se exporta. La primera presión es el costo.

Diagnósticos empresariales han advertido que el gasto logístico en el país puede rondar 12% del PIB y que la falta de infraestructura y eficiencia termina elevando el precio final de los productos. En la práctica, ese “impuesto oculto” aparece como demoras, inventarios de seguridad más altos y rutas más largas para evitar saturación. La CMIC estimó que las demoras en 15 ejes troncales

carreteros costaron 169,320 millones de pesos en 2023, un golpe directo a la competitividad.

La segunda presión es la seguridad. El robo al autotransporte se volvió un costo logístico adicional: en 2025 se rozaron 16 mil atracos y las pérdidas anuales se calcularon en más de 7 mil millones de pesos, con una alta proporción de violencia. Cuando una empresa calcula su “costo México”, ya no basta con combustible y peajes: entran seguros, rastreo, telemetría, horarios restringidos y, a veces, escoltas.

La respuesta está acelerando tres cambios. El primero es la intermodalidad: usar mejor ferrocarril, puertos y corredores para bajar costo por tonelada y reducir dependencia de la carretera. Proyectos México detalla el inicio de obras del tren México–Querétaro y su meta de operación en 2027, dentro de una agenda que busca fortalecer conectividad y capacidad. En paralelo, el Corredor Interoceánico se impulsa como plataforma logística entre Coatzacoalcos y Salina Cruz, con Polos de Desarrollo para atraer industria y empleo. El segundo cambio es la logística digital: visibilidad de inventarios, planeación con datos, trazabilidad y automatización en almacenes. La presión por reducir el costo logístico y profesionalizar indicadores ya

es parte del tablero competitivo. El tercer cambio es infraestructura habilitadora, especialmente energía. La logística moderna depende de electricidad confiable para parques industriales, centros de distribución, refrigeración y automatización. Por eso la inversión anunciada para fortalecer la Red Nacional de Transmisión —8,177 mdd entre 2025 y 2030, con nuevas líneas y subestaciones— también impacta la competitividad logística.

En síntesis, México no compite sólo con mano de obra: compite con tiempos. La empresa que logre entregas seguras, rutas cortas y energía estable convertirá la logística en su ventaja industrial más difícil de copiar.

PLAN NACIONAL DE INFRAESTRUCTURA: SE ENCIENDEN EN EL NUEVO SEXENIO

E l nu E vo P lan n acional d E i nfra E structura busca d E strabar logística , E n E

Gabriel Becerra

El nuevo sexenio arrancó con un mensaje que el sector industrial entiende sin discursos: si México quiere capturar nearshoring, necesita “obra dura” y permisos rápidos. El Plan Nacional de Infraestructura se está convirtiendo en el paraguas donde convergen carreteras, trenes, puertos, electricidad, agua y polos productivos; la pregunta ya no es si habrá proyectos, sino cuáles se activan primero y en qué regiones.

La columna vertebral es logística. El Plan Nacional de Desarrollo 2025-2030 plantea ampliar el Tren Maya a Progreso (con carga), concluir la Línea K del Tren Interoceánico hacia la frontera con Guatemala y construir más de 3,000 km de trenes de pasajeros, además de fortalecer el transporte de carga por ferrocarril.

En paralelo, el gobierno ha reiterado su apuesta ferroviaria con un esquema mixto y licitaciones para tramos como México-Querétaro, Querétaro-Irapuato y Saltillo-Nuevo Laredo: eso abre una cadena inmediata de ingeniería, compra de rieles y trenes, obra civil, señalización

INFRAESTRUCTURA: LOS PROYECTOS INDUSTRIALES QUE

y servicios logísticos, es decir, pedidos para proveedores industriales.

En carretera, la SICT empuja un Programa Nacional de Infraestructura Carretera 2025-2030 con inversión estimada de 372,804 millones de pesos: continuidad de obras (como el Puente Nichupté) y 10 ejes prioritarios que conectan corredores troncales —de Salina Cruz-Zihuatanejo a Macuspana-Escárcega—, además de puentes, distribuidores y caminos artesanales. Es el tipo de cartera que “enciende” demanda de acero, cemento, asfalto, maquinaria y logística.

Los puertos y la intermodalidad se enlazan con el Corredor Interoceánico. En el nodo de Salina Cruz, Proyectos México reporta dragados, patios, accesos y edificios en ejecución; y el corredor incorpora Polos de Desarrollo para el Bienestar diseñados para atraer industrias con incentivos. Para manufactura, esto significa tierra, conectividad y rutas de exportación que compiten por tiempo y costo contra corredores saturados.

La otra palanca industrial es la electricidad. CFE presentó su Plan de Expansión 2025-2030 con 78

proyectos: nueva generación firme (ciclos combinados) y 66 proyectos de transmisión prioritarios para eliminar cuellos de botella en 2025-2026.

Además, el plan de fortalecimiento de la Red Nacional de Transmisión contempla 8,177 mdd para 275 líneas y 524 obras en subestaciones: sin red, no hay interconexión ni crecimiento.

El mapa se completa con “suelo industrial” y trámites. El gobierno reporta la agenda para 100 nuevos parques industriales y Polos del Bienestar ya licitados; y el sector privado llevó un paquete de 38 proyectos para 2026 que podría superar 40,000 mdd. La apuesta que puede destrabar todo es la ventanilla única y la promesa de recortar tiempos de autorización a alrededor de un año: si se cumple, el Plan dejará de ser lista de anuncios y se volverá calendario de obra.

T-MEC 2026: LA REVISIÓN QUE PUEDE

EL NEGOCIO AUTOMOTRIZ EN MÉXICO

La revisión del T-MEC en 2026 no será un trámite diplomático: será una auditoría empresarial al corazón de la manufactura exportadora. En automotriz y autopartes, el debate ya se anticipa en dos frentes que importan al director general: qué tan “norteamericana” es tu cadena (contenido regional) y qué tan defendible es tu operación (cumplimiento laboral, trazabilidad y origen de insumos). En otras palabras, la competitividad deja de medirse sólo por costo unitario y se mide por certidumbre regulatoria y exposición al riesgo.

El primer impacto probable está en reglas de origen y en la presión por elevar el contenido regional. Si el umbral sube o se endurecen los criterios para componentes sensibles, muchas empresas tendrán que rediseñar compras: sustituir importaciones, regionalizar subcomponentes, certificar materiales y demostrar origen con documentación impecable. La buena noticia es que esto abre espacio a nuevos proveedores mexicanos; la mala es que el “tiempo de homologación” (calidad, PPAP, auditorías, capacidad) no se compra en Amazon: se construye. El segundo frente es geopolítico: la conversación sobre insumos de Asia y la presencia de capital chino en cadenas

regionales se está colando al tablero, y México ya empuja señales de política comercial para llegar con mejor narrativa a la mesa del tratado. Para empresarios, esto se traduce en una pregunta concreta: ¿cuánto de tu valor depende de partes “difíciles de sustituir” provenientes de países sin tratado y cuánto te costaría migrarlas?

El tercer frente es laboral y de cumplimiento. Aun si tu planta es eficiente, un conflicto mal gestionado o un proveedor con prácticas cuestionables puede detener embarques o generar costos reputacionales. La recomendación práctica es tratar 2026 como “deadline” de preparación: mapa de origen por familia de producto, plan de sustitución

de insumos críticos, desarrollo acelerado de Tier 2/3, y un paquete de compliance laboral y de trazabilidad que aguante una revisión dura. Esa disciplina suele ser la diferencia entre ganar programas nuevos… o quedarse fuera en silencio.

Asegurar el cumplimiento normativo no es una opción: es un requisito para operar con éxito y sostenibilidad.

ENERGÍA: EL CUELLO DE BOTELLA QUE DECIDE QUIÉN SE EXPANDE Y QUIÉN SE FRENA

EN 2026

n E ars H oring c H oca con E l cu E llo d E bot E lla E léctrico : int E rcon E xion E s , transmisión y PE rmisos . l a ag E nda 2026 d E cf E P rom E t E 6,000 m W y más obras ; las E m P r E sas d E b E n as E gurar E n E rgía y E fici E ncia . Gabriel Becerra

El nearshoring en México ya no se discute como “tendencia”, sino como ejecución: naves, maquinaria, líneas, personal. Y ahí aparece el factor que más rápido convierte un proyecto en frustración: la disponibilidad eléctrica. Para un empresario, no hay peor noticia que tener terreno, clientes y financiamiento… pero no tener megawatts firmes ni fecha creíble de interconexión.

En el papel, el gobierno y CFE han puesto sobre la mesa un plan ambicioso. La Presidencia informó que en 2026 CFE iniciará la construcción de proyectos para sumar 6,000 MW y que en transmisión se contemplan 66 proyectos, con decenas arrancando en 2026. Además, el Plan de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional plantea una meta total de 21,846 MW, con aportación relevante de CFE

y participación privada en energía limpia.

El punto empresarial es éste: aunque la generación nueva ayuda, la competitividad se define por la red. Sin transmisión, la energía “existe” pero no llega. Y sin reglas claras, los proyectos se vuelven calendarios móviles. Por eso muchas compañías están cambiando el enfoque: ya no preguntan sólo “¿cuánto cuesta la energía?”, sino “¿cuándo está disponible?, ¿qué tan firme es?, ¿qué pasa en el pico de verano?, ¿cuánto tardan permisos y estudios?”.

La respuesta ganadora suele ser híbrida. Primero, asegurar el suministro con planeación de interconexión y contratos que reduzcan riesgo de precio. Segundo, bajar demanda con eficiencia industrial (motores, aire comprimido, recuperación de calor, control de demanda). Tercero, evaluar

soluciones complementarias como almacenamiento, respaldo térmico y gestión avanzada de carga, porque el costo de un paro en producción es mayor que cualquier tasa eléctrica.

En 2026, el “sello” de un parque industrial exitoso no será el render: será su capacidad real de conectar, operar y crecer sin sobresaltos. La empresa que anticipe energía como activo estratégico —y no como recibo— va a llegar antes.

CORREDOR INTEROCEÁNICO: ¿NUEVO CURVA DE MADUREZ?

Gabriel Becerra

El Corredor Interoceánico ya dejó de ser una nota aspiracional y entró a la fase donde la industria hace preguntas incómodas: tiempos, costos, seguridad y servicios. La promesa es potente: un eje logístico alterno entre océanos, con polos industriales y conectividad ferroviaria, capaz de atraer manufactura y relocalización. La realidad empresarial exige algo más simple: que funcione mejor que las rutas saturadas.

En lo ferroviario, el gobierno reportó avances fuertes en la Línea K y señaló que su construcción concluiría en junio de 2026, con tramos que se irán incorporando. Esta obra no es un detalle: para carga, el ferrocarril define costo por tonelada, confiabilidad y capacidad de escalar, especialmente si se busca competir por flujos que hoy cruzan el norte.

¿NUEVO MAPA LOGÍSTICO O APUESTA CON

El segundo componente son los Polos de Desarrollo. La plataforma Proyectos México mantiene información y comunicaciones sobre procesos y licitaciones de polos, que son la “caja de herramientas” para aterrizar industria: tierra, incentivos, servicios, conexión a puertos y ferrocarril.

En términos de negocio, esto abre oportunidades para proveedores de construcción, logística, almacenaje, mantenimiento industrial, seguridad, y servicios de energía y agua.

La pregunta clave es si el corredor podrá ofrecer un paquete completo. Un corredor no compite sólo con vías; compite con aduanas ágiles, patio

intermodal eficiente, seguridad en ruta, disponibilidad eléctrica y talento técnico en sitio. Si esas piezas llegan a destiempo, la industria se queda en “visita de prospección” y no en inversión cerrada.

Para empresarios, la estrategia sensata es explorar el CIIT como opción de mediano plazo con proyectos piloto: centros de distribución regionales, manufactura ligera con alta relación valor/peso, y operaciones que se beneficien de la proximidad a puertos. Si el corredor cumple hitos en 2026, el juego cambia; si no, seguirá siendo una apuesta prometedora con maduración gradual.

DATA CENTERS E IA: EL NUEVO IMÁN INDUSTRIAL QUE ESTRESA ENERGÍA Y AGUA

c E ntros d E datos E ia dis Paran d E manda d E E n E rgía y agua , y r E ord E nan la P rov EE duría m éxico atra E P roy E ctos , PE ro la viabilidad s E d E cid E E n PE rmisos , r E d E léctrica , E nfriami E nto y sost E nibilidad .

Gabriel Becerra

Los centros de datos se están convirtiendo en la “nueva planta” de alto impacto: inversión grande, empleo especializado, proveedores industriales y presión directa sobre infraestructura. La ola de IA acelera esta demanda y México aparece en el radar por cercanía con EE. UU., conectividad y clústeres como Querétaro; pero la discusión ya no es si llegan proyectos, sino si son viables por energía y agua.

El primer cuello de botella es eléctrico. Un data center no negocia con la red: exige disponibilidad, redundancia y calidad de energía. Eso impacta a toda la industria alrededor: subestaciones, transformadores, tableros, UPS, baterías, cables, sistemas de control y mantenimiento crítico. La segunda tensión es hídrica: enfriamiento, eficiencia térmica y permisos. En muchos casos, la innovación no está en el “hardware”, sino en cómo reduces consumo de agua, mejoras PUE y documentas sostenibilidad frente a comunidades y autoridades.

También hay un componente reputacional: el sector está lleno de anuncios. Reuters reportó, por ejemplo, que Nvidia negó públicamente una supuesta inversión de mil millones de dólares en un centro de datos en Nuevo León, tras declaraciones del gobernador.

Este tipo de episodios vuelve más valiosa la información verificable: terrenos asegurados, permisos, contratos de energía, acuerdos de agua, y calendario de obra.

Para manufactura y construcción industrial, la oportunidad es enorme: HVAC de precisión, chillers, contención térmica, racks, telecom, obra electromecánica, ciberseguridad, operación 24/7. Pero para empresarios el “filtro” de ganar un proyecto será demostrar capacidad de ejecución, cumplimiento normativo y cadena de suministro confiable, porque los plazos son agresivos y el costo de falla es altísimo.

En 2026, quien quiera capturar este mercado debe hablar el idioma del data center: redundancia, SLA, comisionamiento, trazabilidad y eficiencia. No es vender equipos; es vender continuidad.

ROBO AL AUTOTRANSPORTE:

EL COSTO OCULTO QUE YA REDISEÑA LA LOGÍSTICA INDUSTRIAL

E l robo al autotrans P ort E ya E s un im P u E sto o PE rativo : casi 16 mil atracos E n 2025 y viol E ncia alta . l a r E s P u E sta E m P r E sarial : rutas s E guras , monitor E o , s E guros , inv E ntarios int E lig E nt E s y colaboración s E ctorial . Gabriel Becerra

En México, el costo logístico ya no se explica sólo por diésel, peajes y tiempos de carga. La inseguridad se volvió una variable de competitividad: define rutas, horarios, inventarios y hasta qué clientes puedes atender con margen sano. El dato que inquieta a cualquier director de operaciones es la tendencia: el robo al autotransporte creció a casi 16,000 atracos en 2025, con 68% de casos con violencia y pérdidas anuales estimadas por encima de 7,000 millones de pesos.

Ese fenómeno opera como “impuesto invisible”. Si sube el riesgo, suben primas, se encarece el financiamiento de inventario, se alargan rutas para evitar zonas críticas y, en algunos casos, se multiplican centros de distribución para reducir tramos vulnerables. El resultado es paradójico: empresas invierten más para mover lo mismo.

La respuesta empresarial está

redefiniendo la logística. Primero, inteligencia de ruta: segmentación por corredor, ventanas horarias, puntos de parada controlados y protocolos de comunicación. Segundo, tecnología: telemetría, geocercas, sensores de apertura, monitoreo 24/7, analítica para patrones de riesgo. Tercero, contratos:

cláusulas de responsabilidad, tiempos máximos en tránsito, estándares de seguridad para transportistas, y auditorías a terceros.

Pero el cambio más interesante es cultural: la logística se está integrando al comité directivo. Lo que antes era tema “operativo” hoy es tema de estrategia comercial, porque afecta nivel de servicio y costo total. En industrias de just-in-time —automotriz, electrónica, alimentos— un incidente puede romper una línea completa. Por eso la conversación se movió hacia resiliencia: inventarios inteligentes, dual sourcing, buffers tácticos y planes de contingencia por región.

Para 2026, las empresas que conviertan seguridad logística en proceso —no en improvisación— van a competir mejor. No porque eliminen el riesgo, sino porque lo administran con método y lo vuelven costo controlable.

INDUSTRIA

PLAN MÉXICO VS PRESUPUESTO VERDAD DE LA INFRAESTRUCTURA

CALENDARIO Y EL FINANCIAMIENTO

E l P lan m éxico P rom E t E inv E rsión masiva 2025-2030, PE ro E l P r E su P u E sto 2026 d E fin E la v E locidad r E

financiami E nto P úblico - P rivado y cal E ndario d E obras Para d E cidir E x Pansión industrial r E gional .

Gabriel Becerra

Para el sector industrial, el Plan México suena a oportunidad: más infraestructura, más energía, más transporte, más agua. El gobierno proyecta una inversión total (nacional y extranjera) de alrededor de 5.3 billones de pesos para nuevos proyectos 2025–2030.

Sin embargo, la pregunta empresarial no es “¿cuánto se promete?”, sino “¿qué se ejecuta en 2026 y cómo se paga?”.

Ahí entra el presupuesto. Un análisis del CIEP señala que el PEF 2026 prevé inversión pública de 1.26 billones de pesos (3.2% del PIB) y que una parte relevante se orienta a proyectos prioritarios; además, advierte que el repunte no compensa la contracción previa y que el perfil hacia 2027–2030 podría bajar en proporción del PIB.

Esto importa porque la infraestructura que habilita industria —carreteras, puertos, transmisión eléctrica, agua— no se construye con discursos, sino con continuidad presupuestal y ejecución.

El otro ángulo es financiamiento. El Paquete Económico 2026 menciona el papel de Banobras para impulsar infraestructura logística, urbana y social dentro del marco del Plan México. Para empresarios, eso abre la puerta a esquemas público-privados, banca de desarrollo y vehículos financieros; pero también exige leer bien riesgos, garantías y tiempos de liberación de recursos.

La conclusión práctica es estratégica: 2026 será un año para “leer el mapa”

2026: LA ESTÁ EN EL

con precisión.

¿Qué proyectos tienen derecho de vía, permisos y licitación?

¿Qué corredores recibirán transmisión y agua?

¿Qué estados están listos con parques industriales conectables?

Decidir expansión sin esa lectura puede encarecer proyectos o retrasarlos años.

En el nuevo sexenio, la infraestructura no sólo es obra pública: es ventaja competitiva.

Y la ventaja no la da el anuncio, la da la ejecución.