El Registro Nacional de Inversiones Extranjeras de la Secretaría de Economía indicó que el capital foráneo canalizado en la industria eléctrica cayó 98% el año pasado y en la petrolera se contrajo 133%.

Cifras publicadas por la dependencia muestran que la Inversión Extranjera Directa (IED) para la extracción de petróleo y gas tuvo un saldo negativo de 206 millones de dólares en 2025, tras el ingreso de 611 millones en 2024.

El capital destinado al suministro de gas natural por ducto presentó una salida neta de 70 millones de dólares y fue el tercer año consecutivo en rojo. La IED canalizada a la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica fue de 75 millones de dólares, después de la entrada de 377 millones en 2024.

La OCDE señaló que los cambios en el sector energético que se llevaron a cabo en los últimos dos sexenios implican riesgos para los inversionistas, ya que la Comisión Nacional de Energía, que sustituyó al antiguo regulador independiente, opera como una entidad desconcentrada de la Secretaría de Energía.

‘Su ubicación institucional dentro de la secretaría genera riesgos relacionados con la percepción de independencia regulatoria e imparcialidad, aspectos clave para fomentar la confianza de los inversionistas’, indicó la OCDE. El socio director de Kearney México, Gerardo Rocha O’Kelard, destacó que se echó para atrás la reforma energética, la cual era atractiva para los inversionistas.

‘Todas las señales siempre han sido antisector de energía, no sorprende que los inversionistas extranjeros no vean como atractivo al sector energético mexicano’, dijo.

El director de Desarrollo Económico del Instituto Mexicano para la Competitividad (Imco), Óscar Ocampo, opinó que es bastante explícito que al gobierno no le interesa atraer a grandes operadores internacionales en el ámbito petrolero, ni Schlumberger y Halliburton, y más de una compañía ha devuelto sus asignaciones o contratos.

EXPECTATIVAS INCUMPLIDAS
‘Si invertiste en México con la apertura de 2014, no lo hiciste para desarrollar unos cuantos campos, sino con la expectativa de que hubiera más rondas de licitación y cuando no se cumplen las expectativas, tal vez no resulte tan atractivo permanecer. Es una promesa que luego cerraste’, dijo Ocampo.

La coordinadora de Análisis Económico de México ¿Cómo vamos?, Adriana García, destacó que Pemex reconoce en sus reportes más recientes una disminución en la plataforma de producción, derivada del agotamiento de los campos maduros, lo que envía la señal de que la extracción se agota.

Desde su punto de vista, también influyen las reformas constitucionales, como el plan C, ya que transformaron la figura de las empresas productivas del Estado: Pemex y CFE, para convertirlas en compañías públicas, por lo que dejaron de estar obligadas a ser rentables.

Mientras que en 2013 México contaba con 48.8 billones de pies cúbicos en reservas de gas natural, para 2024 (última cifra disponible) estas sumaron 22.3 billones, de acuerdo con el anuario estadístico de Pemex.

De ese universo, solo 8.25 billones de pies cúbicos (casi una tercera parte) son reservas probadas (1P); es decir, que tienen mayor certeza de que serán recuperadas, añaden los datos de Pemex.

La región norte del país concentra la mitad de las reservas probadas y el 68 por ciento de las totales, según el documento.

Víctor Rodríguez Padilla, director general de Pemex, expuso ayer en la conferencia mañanera que los recursos prospectivos de gas natural (aquellos que no han sido descubiertos pero que se estima existen) suman 224.6 billones de pies cúbicos, de los cuales 83.1 billones están en yacimientos convencionales y 141.5 billones en no convencionales, ubicados en Tampico-Misantla, Sabinas-Burros Picachos y Burgos, en el norte. del país.

A pesar de ello, México importa alrededor del 75 por ciento del gas natural que consume, pues la producción local es de 2.3 millones de pies cúbicos al día, dijo. Ante ello, planteó la necesidad de explotar yacimientos no convencionales vía fracking y dejar de depender de las importaciones del hidrocarburo.

Especialistas calificaron de positivo que México explota yacimientos de gas natural no convencionales, pero requiere recursos millonarios, cambios en los contratos mixtos y certeza jurídica para atraer a inversionistas privados.

Usue Abad, experto en energía, afirmó que Estados Unidos tardó 15 años y destinó más de 100 mil millones de dólares para explotar yacimientos no convencionales de gas natural. Consideró que las metas de producción son muy optimistas y que los tiempos de Pemex están muy ajustados; El desarrollo de un campo tarda entre ocho y 12 años, dijo.

Ramsés Pech, analista del sector, dijo que para dejar de importar gas natural en la próxima década se requiere perforar entre 3 mil y 3 mil 500 pozos al año e invertir 35 mil millones de dólares anuales.

Luis Miguel Labardini, especialista en energía, comentó que la cuenca de lutitas Tampico-Misantla es la sexta a nivel mundial, por lo que cubriría todas las importaciones que realiza México. Arturo Carranza, director de Proyectos de Energía en Azka Advisor, expuso que Pemex deberá buscar socios pequeños y medianos, sobre todo Estados Unidos, quienes tengan experiencia en no convencionales.

Campeche registró una caída de 33 por ciento de sus exportaciones en 2025, Tabasco tuvo una baja de 32 por ciento en sus ventas al exterior y Veracruz reportó una reducción de 8 por ciento en su colocación de bienes y servicios al extranjero.

La caída de las exportaciones de Tabasco, Campeche y Veracruz está en línea con la producción de hidrocarburos líquidos de Petróleos Mexicanos (Pemex) en 2025, cuando tuvo su nivel más bajo desde 1990, año desde que se lleva registro.

La producción promedio de hidrocarburos líquidos, que incluyen crudo y condensados, fue de un millón 635 mil barriles diarios durante 2025. Eso significa una caída de 7.04 por ciento respecto al millón 759 mil observado en 2024.

También México dejó de vender petrolíferos al exterior, debido a que lo usa para procesarlo en la refinería de Dos Bocas.

Las deudas de la petrolera mexicana presionan la inversión en proyectos de exploración y extracción en las aguas frente a Campeche, Tabasco, Veracruz y Tamaulipas.

La industria ha manifestado que hay una crisis en esas entidades, que son sostenidas por la industria petrolera y sectores relacionados.

De acuerdo con el Inegi, las exportaciones de Campeche fueron de 8 mil 406 millones de dólares en 2025 comparadas con los 12 mil 599 millones de dólares de 2024.

La economía de Campeche está sostenida por la extracción de petróleo y gas, ya que el 90 por ciento de sus exportaciones se centran en ese sector económico, explicó la Secretaría de Desarrollo Económico de Campeche.

Campeche exporta productos agrícolas, ganado, pescados, alimentos, artículos y prendas de vestir, así como insumos de minerales no metálicos.

Tabasco envió más de 6 mil 101 millones de dólares en 2025 frente a los 9 mil 035 millones de dólares de 2024.

“La extracción de petróleo y gas continúa representando la vasta mayoría de los ingresos externos, porque el petróleo aporta el 90 por ciento del valor total exportado”, señaló la Secretaría de Finanzas de Tabasco.

El resto de las exportaciones de Tabasco son productos de la agroindustria, químicos y alimentarios.

Veracruz comercializó más de 6 mil 898 millones de dólares en 2025 respecto a los 7 mil 504 millones de dólares exportados un año antes.

El gobierno de Veracruz dijo que son sostenidos por la industria alimentaria, que representa 32 por ciento de las exportaciones, así como el sector metálico aporta 18 por ciento de las ventas al exterior y la industria química fabricante 16.5 por ciento de los bienes y servicios vendidos en el exterior.

La industria petrolera y gas aporta solo 8.2 por ciento de las exportaciones de Veracruz. De igual forma, la industria del plástico y hule, bebidas y tabaco, productos minerales, metálicos y textiles juega un papel relevante en la economía veracruzana.

La gasolina Premium llega a venderse este jueves 19 de marzo en 31.24 pesos por litro en Guadalupe y Calvo, Chihuahua, según datos de la plataforma de monitoreo de precios PETROIntelligence.

En Los Cabos, Baja California Sur, la gasolina roja llega a venderse en 30.01 pesos por litro, y en Santa María Tonameca, Oaxaca, en 30 pesos por la misma unidad. Son los tres municipios del país en donde la gasolina Premium se vende más cara.

El precio promedio a nivel nacional de la gasolina Premium se ubica este jueves en 27.05 pesos, lo cual representa un incremento 5% o 1.35 pesos en las casi tres semanas que lleva la guerra en Irán.

Diésel, en casi 34 pesos por litro
Por otro lado, el diésel llega a venderse este jueves hasta en 33.95 pesos por litro en Comondú, Baja California Sur, según datos de la misma plataforma, siendo el municipio en donde más caro se vende dicho combustible.

En Salamanca, Guanajuato, el diésel se vende hasta en 32.99 pesos por litro; en Cuautitlan Izcalli, Estado de México, se llega a vender en 31.75 pesos, y en Guadalupe y Calvo, Chihuahua, hasta en 31.62 pesos por la misma unidad.

El precio promedio a nivel nacional del diésel este jueves era de 28.48 pesos, con lo cual ha subido 8% o 2.10 pesos desde el inicio del conflicto en Medio Oriente.

¿Cuáles son los precios más altos de la Magna?
La gasolina regular o Magna llega a venderse hasta en 29.99 pesos por litro en Tultepec, Estado de México, en una estación de servicio ubicada en el Circuito Exterior Mexiquense, siendo el precio más alto del que se tiene registro en el país.

En Tarímbaro, Michoacán, la Magna llega a venderse hasta en 28.15 pesos; en Salamanca, Guanajuato, en 27.99 pesos; en Talpa de Allende, Jalisco, en 27.50 pesos, y en Teotitlán de Flores Magón, Oaxaca, hasta en 27.49 pesos por litro.

Cabe resaltar que desde hace más de un año está vigente un pacto voluntario entre el gobierno y el sector gasolinero para que la Magna se venda a menos de 24 pesos por litro a nivel nacional.

Renuevan tope de 24 pesos por litro a precio de gasolina regular
Gracias a ello, el incremento del precio promedio a nivel nacional de la gasolina Magna desde el inicio de la guerra ha sido menor que el de los otros dos combustibles, pues apenas ha subido 0.84% o 20 centavos, vendiéndose este jueves a 23.76 pesos por litro.

¿Por qué están tan caros los combustibles?
Desde el inicio de la guerra en Irán, el precio del petróleo Brent del Mar del Norte ha repuntado 47%, pasando de 72.87 dólares por barril antes del inicio del conflicto (el sábado 28 de febrero) a 106.82 dólares este jueves 19 de marzo.

Esto ha provocado un incremento en los precios a nivel nacional (en algunos estados más que en otros) de las gasolinas Magna, Premium y el diésel.

Aumento prolongado de los precios de la energía impulsaría la inflación y reduciría el crecimiento: FMI
El petróleo se ha disparado a causa del bloqueo que se mantiene desde el inicio del conflicto del estrecho de Ormuz, un punto crucial para los mercados energéticos pues por él pasa el 20% de toda la oferta de petróleo y gas natural a nivel mundial.

Apenas el 8 por ciento de las 268 empresas invitadas hizo alguna propuesta de inversión.

La petrolera convocó a firmas como Lukoil, BP Exploration, Chevron, Eni México, Lewis Energy, Shell Exploration, Woodside, Halliburton, Baker Hughes y Dowell Schlumberger, entre otras que no hicieron eco a la convocatoria.

En algunos casos, las empresas ni siquiera aceptaron las invitaciones, mientras que en otros las compañías decidieron bajarse del concurso conforme fue avanzando el proceso.

Una revisión de Grupo REFORMA a los informes finales de los testigos sociales de los siete contratos adjudicados revela que, durante las etapas de aclaración de dudas, surgieron más de 4 mil cuestionamientos, la mayoría sobre condiciones de los contratos.

“El alto número de preguntas refleja que la solicitud de propuestas y sus anexos técnicos probablemente contengan ambigüedades, omisiones o términos poco claros que generaron incertidumbre en las personas satisfactorias” , expuso en su reporte Víctor Manuel Reyna Ruiz, testigo social del contrato Agua Fría.

La dinámica se repitió en casi todos los procesos. Al final, de las 268 empresas invitadas, solo 21 presentaron una propuesta económica en firme.

Por ejemplo, en el contrato Macavil, de gas natural, de las 46 empresas invitadas, 9 mostraron interés en participar, pero solo una hizo una propuesta económica: GSM Bronco, de Carlos Slim.

En Madrefil-Bellota, de crudo ligero, de las 48 invitaciones solo 4 presentaron propuestas económicas; mientras que en Tupilco Terciario, de petróleo ligero y el último en negociarse, solo 3 de las 18 compañías invitadas concursaron por el contrato.

Además, los testigos sociales encontraron debilidades en el proceso, como tiempo insuficiente entre la entrega de información técnica y la presentación de las propuestas.

El plazo de 50 días entre la invitación y el fallo, concluyeron, fue insuficiente para garantizar el adecuado desarrollo del proceso. Ante esto, Pemex decidió reducir los porcentajes de las garantías que pedía.

En Cuervito, por ejemplo, de los 47 millones de dólares que se pedían de garantía, la cifra quedó en 4 millones; en Sini-Caparroso pasó de 135 a 43 millones y en Macavil de 174 a 17 millones de dólares, según los testigos sociales.

Pemex reportó que se negociaron siete contratos mixtos, que tres más están en proceso y que los privados invertirán a través de esos contratos por 120 mil millones de pesos.

A Pemex le fue solicitada una opinión sobre el bajo interés de las empresas, pero delegó a la Secretaría de Energía (Sener) la respuesta, que tampoco fue entregada.

En 2025, las pérdidas por estos ilícitos sumaron 123 mil 543 millones de pesos, la cifra más alta desde 2015 a precios constantes, lo que representó un crecimiento real de 2.13 por ciento respecto a 2024, de acuerdo con un análisis del Observatorio Ciudadano de la Energía.

Esta cifra equivale a 1.7 veces el presupuesto destinado a actividades de agricultura, ganadería y pesca; 2.3 veces el dirigido al orden público y la seguridad interior, y 85 por ciento del total ejercido en transporte, añade el documento elaborado por Francisco Barnés de Castro.

Petróleos Mexicanos registró pérdidas por 56 mil 449 millones de pesos por el robo de crudo, condensados y combustibles, mientras que el erario dejó de captar 67 mil 94 millones de pesos en impuestos por evasión fiscal, exponen el documento.

“A pesar de los esfuerzos de esta administración por frenar el robo y el contrabando de combustibles, la pérdida de ingresos para Pemex en 2025 fue 16 por ciento pérdida mayor que la del año anterior, mientras que la para la hacienda pública fue similar” , señaló el especialista.

El análisis detalla que el volumen de crudo y condensados robado el año pasado ascendió a 53 mil barriles diarios, un incremento del 13 por ciento, lo que generó pérdidas para Pemex por alrededor de mil 200 millones de dólares.

Asimismo, se estima que el robo conjunto de gas LP, gasolinas, turbosina y diésel alcanzó 58 mil barriles diarios, lo que provocó pérdidas por 35 mil millones de pesos para la petrolera, 44 por ciento más que en 2024.

“En los últimos cuatro años, las pérdidas de Pemex por robo de combustibles ascienden a 114 mil millones de pesos (corrientes), cifra superior a los 84 mil millones reportados por la empresa en sus informes”.

“La diferencia probablemente se explica en que este análisis estima la pérdida de ingresos potenciales por la venta de los productos robados, mientras que Pemex reporta los costos de producción de dichos productos” , señala Barnés de Castro en el análisis.

Por el robo de combustibles, la hacienda pública dejó de captar 26 mil 313 millones de pesos el año pasado, un incremento de 47 por ciento respecto al año anterior.

Precio de la gasolina premium sigue al alza por el conflicto bélico en Medio Oriente
En tanto, por el contrabando de diésel y gasolinas, también conocido como “huachicol fiscal”, el Gobierno registró pérdidas por 40 mil 781 millones de pesos.

“Se estima que en 2025 el diésel robado y el introducido de contrabando desplazaron el 14 por ciento de las ventas que debieron ser atendidas por el suministro legal” , concluye el documento.

Desde febrero del año pasado, Mexicanos Contra la Corrupción y la Impunidad ha dado seguimiento a los cargamentos de hidrocarburos de Pemex hacia la Isla realizados en la pasada administración del ex presidente López Obrador y que se dispararon en el actual sexenio.

A partir de la información reportada por las propias autoridades federales y que aparece en los registros de aduanas, consultada en plataformas de comercio exterior, MCCI documentó 65 envíos realizados a través de la filial Gasolinas Bienestar en 32 fechas.

De estos embarques, registrados entre mayo y diciembre de 2025, quince contenían petróleo crudo -que se emplea para producir combustibles y derivados- sumando 17 millones 250 mil barriles, en su mayoría identificado como istmo y solamente poco más de 1.1 millones de barriles fueron de crudo ligero.

En octubre pasado, MCCI reveló que en el segundo cuatrimestre del 2025 el Gobierno de Sheinbaum había triplicado los envíos de petróleo crudo y combustible subsidiado a Cuba, al superar el valor de los hidrocarburos exportados los 3 mil millones de dólares.

Aunque los envíos disminuyeron a partir de septiembre, tras arreciar las críticas de congresistas estadounidenses y del propio gobierno de Donald Trump, los cargamentos siguieron incluso en plena época navideña.

El Gobierno mexicano también envió a Cuba en 2025 más de 30.4 millones de litros de turbosina, que es un tipo de combustible que es empleado por aeronaves con motores de turbina.

Mientras que de diésel automotriz se enviaron once cargamentos por más de 168.9 millones de litros, los envíos de gasolina regular en tres fechas fueron por poco más de 46.5 millones de litros.

En total, los envíos a Cuba de combustibles -turbosina, diésel y gasolina- sumaron el año pasado 245.9 millones de litros.

El pasado 15 de enero, MCCI publicó que Pemex reportó ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos solamente un 13 por ciento de las exportaciones de hidrocarburos a Cuba que la paraestatal registró ante autoridades aduanales en 2025.

Ese mismo mes, México frenó sus envíos a la isla y Trump emitió una orden ejecutiva para imponer aranceles a las importaciones de los países que vendan o suministren petróleo a Cuba.

En 2026 Pemex ha realizado un solo envío a Cuba de poco más de 13 millones de litros de diésel automotriz, registrado el pasado 19 de enero, de acuerdo con información en plataformas de comercio exterior.

MEXICANOS CONTRA LA CORRUPCIÓN Y LA IMPUNIDAD

Dan Ibáñez y Sergio Rincón | Entre 2018 y 2026, durante los gobiernos de Andrés Manuel López Obrador y Claudia Sheinbaum, la familia veracruzana Hernández Gardeazábal, fundadora de Grupo Nuvoil, obtuvo contratos a nivel federal por más de 56,000 millones de pesos, siendo Petróleos Mexicanos (Pemex) su principal cliente.

Este grupo empresarial es liderado por el ingeniero Mariano Hernández Palmeros y sus hijos Azael, Ángel Joab y Mariano Adonai Hernández Gardeazábal, y durante los últimos tres sexenios se han dedicado al sector petrolero a través de compañías como Sistemas Integrales de Compresión (SIC), Grupo Nuvoil y Geolis, impulsadas en su momento por la Reforma Energética del expresidente Enrique Peña Nieto.

A finales de 2025, Pemex informó que celebró los primeros siete contratos de desarrollo mixto con empresas nacionales e internacionales. Pero, detrás del esquema que promete impulsar a la petrolera compartiendo costos, riesgos y ganancias con agentes privados, están de nueva cuenta los Hernández Gardeazábal, quienes consiguieron cuatro adjudicaciones, afianzando su estatus como los ‘reyes del petróleo’.

La ‘competencia’ de Nuvoil en los nuevos contratos mixtos de Pemex

Tras una extensa revisión, EL CEO detectó que la empresa Nuvoil —por medio del Consorcio 5M del Golfo— y su hermana Geolis, compitieron por un mismo campo petrolero llamado Cuervito, en la Cuenca de Burgos, esto a pesar que ambas sociedades pertenecen al mismo conglomerado.

Las otras tres empresas inicialmente interesadas no presentaron oferta alguna, dejando la competencia en las dos filiales de Grupo Nuvoil.

Ambas ofertaron por el 46% del contrato con Pemex, pero Geolis agregó un bono para el desempate por 5.7 millones de dólares, y así ganó el campo Cuervito, al noreste de México, donde operará durante los próximos 20 años.

Fragmento del testigo social del procedimiento para el Contrato Mixto Cuervito.

Por su parte Consorcio 5M del Golfo —que incluye Nuvoil—, obtuvo tres contratos mixtos para los campos petroleros: Tamaulipas Constituciones, Sini–Caparroso, y Madrefil–Bellota. Con esta acción, los catalogados ‘reyes del petróleo’ estiman compartir una producción con Pemex —en algunos casos— hasta el año 2045.

GSM Bronco, del magnate Carlos Slim, ganó solamente un contrato mixto para el desarrollo del campo Macavil, considerado la “joya de la corona”; mientras que la Petrolera Miahuapán (PFM) —cuya fundadora es la compañía suiza Vitol—, obtuvo el campo Agua Fría.

Nuvoil, un salto en la era de Peña Nieto

Cuando comenzó el sexenio del priista Enrique Peña Nieto, Nuvoil no era una empresa desconocida. Ya llevaba quince años sirviendo como proveedor de Pemex para reparaciones, operaciones y proyectos. Pero en ese lapso sí recibió los contratos más grandes, como uno de compresión de gas en Cantarell, con valor de más de 500 millones de dólares.

Según el columnista Antonio Carrera, la licitación para Cantarell presentó incumplimientos en el inicio de las obras y se vislumbró que la empresa no tenía la capacidad técnica para realizarlas. Pese a ello, se mantuvo dentro del proyecto.

Mariano Hernández Palmeros, fundador de Grupo Nuvoil. Foto: Geolis

Las llamadas “rondas de inversión” —que se dieron en medio de la Reforma Energética del 2013— permitieron que Nuvoil despegara. Para 2015 obtuvo una licencia de exploración y producción petrolera, cuando ganó la adjudicación del campo Benavides-Primavera a través del Consorcio Petrolero 5M del Golfo, junto con la empresa Constructora Marusa.

Distintos medios de comunicación acusan que, con el paso del tiempo, la empresa logró crear una cercanía con distintos funcionarios de Petróleos Mexicanos, lo que le permitió permanecer como contratista frecuente.

La “bendición” de la 4T

Octavio Romero Oropeza, ex director de Pemex, junto a Mariano Hernández Palmeros, fundador de Grupo Nuvoil. Foto: linozentella.com

Ya con Octavio Romero Oropeza en Pemex, cuando inició el sexenio de Andrés Manuel López Obrador, el papel de Nuvoil no cambió.

De acuerdo con cifras obtenidas por EL CEO, la familia Hernández Gardeazábal es propietaria de un conglomerado de 36 compañías, la mayoría con domicilio en Veracruz. A través de ellas —y de un entramado de consorcios— ha obtenido, al menos, 56,482 millones de pesos en contratos petroleros entre 2018 y 2026.

El más grande de ellos se dio en 2021 por hasta 22,043 millones de pesos —unos 1,060 millones de dólares al tipo de cambio de la fecha– para el acondicionamiento de gas húmedo en la Estación de Medición y Control Papan, en Veracruz.

Nuvoil ganó en consorcio junto con Sistemas Integrales de Compresión —donde la familia Hernández Gardeazábal es apoderada— y Coastoil, también forma parte del grupo.

Las alianzas morenistas

Otro gigante contrato, por hasta 14,087 millones de pesos, se entregó a un consorcio de empresas del Grupo Nuvoil —y un par de compañías adicionales— en agosto de 2024, en los últimos días de Octavio Romero Oropeza en Pemex. Este fue para “obras estratégicas” dentro de una variedad de instalaciones de la petrolera.

Una parte de los contratos se dio a partir de 2025, ya con Víctor Rodríguez Padilla al frente de Pemex —y en medio del discurso de saneamiento de las finanzas de la empresa—.

En ese contexto, consorcios liderados por empresas de Nuvoil, como TFS Turbine Field Solutions, Flow Control and Measurement y Geolis obtuvieron 1,014 millones de pesos en seis contrataciones.

Según publicó el periodista Hiroshi Takahashi, esos contratos se habrían dado con el respaldo de Rocío Nahle, pues la familia Hernández Gardeazábal es una de las “consentidas” de la exsecretaria de Energía y actual gobernadora de Veracruz.

El pasado de “coyotaje” de Geolis

Exempleados de Grupo Nuvoil dijeron en entrevista con EL CEO que con la Ronda 2 —derivada de la Reforma Energética de Peña Nieto—, y con el campo Benavides-Primavera, la empresa tuvo una línea de negocio que terminó convirtiéndose en la empresa Geolis, fundada en 2015.

De acuerdo con los entrevistados, en un inicio, Geolis no tuvo contratos directamente con Pemex o con el sector privado, sino que fue subcontratada por el consorcio de Nuvoil, e incluso por GCM Bronco, Enerflex, entre otras.

El director de Geolis era entonces Jorge Morales de la Mora, quien es hijo del exgerente de la Coordinación Operativa de la Región Norte de Pemex Exploración y Producción.

La relación dio pie a diversos señalamientos de favoritismos. E incluso a acusaciones que hacen referencia que Geolis “disfrazaba” contratos de otras empresas. Una especie de “coyotaje” de favores entre viejos funcionarios de Pemex que operaron en el Golfo de México.

“En 2020 la empresa cometió un fraude en un contrato de compresión de gas en el activo Integral Burgos —incluido el campo el Cuervito—, que en teoría fue dado a Grupo Nuvoil y Enerflex, pero al final el contrato fue, por así decirlo, prestado a Geolis, quien cobró no por un servicio de compresión, sino se cambió a servicios informáticos”, según recordó uno de los excolaboradores del corporativo.

Según la fuente, para que se diera ese “contrato ilegal” participaron varios funcionarios de los activos Burgos, Poza Rica-Altamira, Veracruz, entre otros. “Esos funcionarios solicitaron esos servicios informáticos, por los cuales finalmente cobró Geolis, con la ayuda de las otras empresas”, detalló.

Otros escándalos de Hernández Palmeros

Uno de los cuestionamientos más sonados de Grupo Nuvoil del empresario Mariano Hernández Palmeros fue su alianza con Tecnologías Relacionadas con Energías y Servicios (TRESE).

Durante el gobierno de Enrique Peña Nieto, ambas sociedades se hicieron de una adjudicación con Pemex por 500 millones de dólares, pero se dio la rescisión del contrato.

Pero TRESE es una sociedad que el exdirector de Pemex, Emilio Lozoya Austin, vinculó a Juan Carlos Cristóbal Salinas, hijo del expresidente Carlos Salinas de Gortari.

En una declaración ante la Fiscalía General de la República, Lozoya acusó al expresidente Salinas de Gortari de cabildear a favor de los proyectos de su hijo e interceder por sus socios, como el pago de 15 millones de dólares a TRESE por la cancelación del contrato con Pemex, según publicó Aristegui Noticias.

En respuesta, la empresa emitió una carta: “TRESE ha sido y es contratista de Pemex; sin embargo, en ningún momento recurrió al expresidente Carlos Salinas de Gortari para cabildear, presionar o enviar mensaje alguno al Sr. Emilio Lozoya para que Pemex la indemnizara con 15 millones de dólares, ni con algún otro propósito”.

El lazo con la red de Adan Augusto

Pero no es el único escándalo, pues Nuvoil ha hecho propuestas conjuntas a Pemex con la sociedad Constructora Elvic, vinculada a la red del senador Adán Augusto López, y también la familia de Hernán Bermúdez Requena, exsecretario de Seguridad de Tabasco, y actualmente acusado de operar una célula delictiva en Tabasco.

Pese al crecimiento que ha tenido en los últimos años, y el perfil bajo que ha intentado mantener, la familia Hernández Gardeazábal está rodeada de señalamientos por favoritismos, retrasos y alianzas estratégicas en la política y dentro de Pemex, que parecen perdurar a través de gobiernos de todos los “colores”.

EL CEO solicitó postura al Grupo Nuvoil, pero al cierre de la edición, no hubo respuesta.

De acuerdo con la empresa productiva del Estado, el incidente más reciente ocurrió alrededor de las 18:00 horas del viernes, cuando se registró la ignición del gas acumulado en la base del equipo de perforación, lo que provocó el incendio del equipo instalado en el sitio.

La ignición se refiere al encendido repentino de un gas o combustible cuando entra en contacto con una fuente de calor, chispa o presión, lo que puede generar fuego o explosión.

Pemex informó que continúa atendiendo el incidente operativo en el pozo Krem-1, donde durante las actividades de perforación se presentó un flujo de hidrocarburos hacia el pozo, por lo que el personal procedió a cerrarlo y canalizar el flujo hacia el sistema de quemador, conforme a los protocolos de seguridad establecidos.

La petrolera indicó que también detectó una fuga de gas en las conexiones superficiales de control, por lo que durante el día se realizaron trabajos para contenerla.

Posteriormente se registró la ignición del gas acumulado en la base del equipo de perforación, lo que generó el segundo incendio en el área del pozo.

La situación es atendida por personal técnico especializado y brigadas contraincendios de Pemex, quienes continúan realizando labores para evitar daños mayores.

Como medida preventiva, el personal que se encontraba laborando en la zona fue evacuado oportunamente, sin que hasta el momento se reporten personas lesionadas ni fallecidas.

Primer incendio ocurrió horas antes
El incidente ocurre horas después de que se registrara un primer incendio en el mismo pozo, provocado por una fuga en el cabezal de la instalación.

Pemex informó que la noche del jueves 5 de marzo se controló una fuga en el cabezal del pozo exploratorio Krem-1, la cual también derivó en un incendio.

En ese momento, el pozo se encontraba en proceso de perforación a una profundidad de 3 mil 336 metros, cuando se presentó un flujo de gas inesperado en su interior, por lo que se procedió a su cierre y a desviar el flujo hacia el quemador, un sistema de seguridad instalado para este tipo de situaciones.

Al igual que en el segundo incidente, el personal fue evacuado de manera preventiva y no se reportaron personas lesionadas, además de que las autoridades indicaron que no existe riesgo para la población cercana.

En el sitio permanecen equipos técnicos y brigadas contraincendios de Pemex, con apoyo de autoridades estatales y municipales, para evaluar las condiciones del pozo y determinar las acciones a seguir.

El repunte del energético, que en el caso del crudo estadounidense superó el 35% semanal, sacudió a los mercados financieros globales y presionó a las bolsas y a las monedas emergentes.

El barril de Brent del mar del Norte cerró en 92.69 dólares, con un aumento de más de 8% en la sesión y de 27.9% en la semana, mientras que el WTI terminó en 90.90 dólares, tras subir más de 12% en el día y 35.6% en la semana, su mayor incremento semanal desde 1983, de acuerdo con datos citados por AFP. En apenas unos días, los precios del petróleo se han encarecido en más de 20 dólares por barril.

El repunte responde principalmente a las interrupciones en el suministro de crudo derivadas de la guerra en la región. El estrecho de Ormuz, por donde circula cerca del 20% del petróleo mundial, permanece bloqueado por el conflicto.

Analistas de JPMorgan señalaron que el mercado ha pasado de evaluar únicamente riesgos geopolíticos a incorporar “perturbaciones operativas tangibles” en el suministro energético.

Algunos productores del Golfo ya han comenzado a reducir su actividad. Irak recortó alrededor de 1.5 millones de barriles diarios de suministro, mientras que Kuwait enfrenta límites de almacenamiento al no poder exportar su crudo, lo que ha obligado a cerrar parte de su capacidad de refinación destinada a exportaciones.

De acuerdo con Monex, los futuros del Brent y del WTI se ubican alrededor de 93.3 y 91.5 dólares por barril, niveles no vistos desde 2022. Si el bloqueo del estrecho de Ormuz se prolonga, los precios podrían superar los 100 dólares por barril, e incluso alcanzar 150 dólares, como advirtió el ministro de Energía de Qatar, Saad al-Kaabi.

En México, el impacto también se refleja en el mercado petrolero local. Hasta el 5 de marzo, la mezcla mexicana de exportación cotizaba en 75.24 dólares por barril, con un aumento de 18.56%, en línea con el repunte internacional del crudo.

Bolsas retroceden
El repunte del petróleo y el aumento de la incertidumbre geopolítica golpearon a los mercados accionarios. En Estados Unidos, la Bolsa de Nueva York cerró con pérdidas, también afectada por un dato negativo de empleo.

El Dow Jones retrocedió 0.95%, el Nasdaq cayó 1.59% y el S&P 500 perdió 1.33%, de acuerdo con AFP.

En México, el S&P/BMV IPC cerró en 67,326 puntos, con una caída de 1.54%, reflejando la cautela de los inversionistas ante el posible impacto inflacionario del encarecimiento del crudo y el deterioro del entorno geopolítico.

Peso cae hasta 17.79
En el mercado cambiario, el peso también resintió el aumento de la aversión al riesgo. El tipo de cambio cerró la semana en 17.79 pesos por dólar, lo que implicó una depreciación semanal de 3.32%.

El encarecimiento del petróleo y el temor a un choque energético global han impulsado la demanda por activos considerados más seguros, lo que presiona a las monedas emergentes. Expansión