En un año marcado por la consolidación del nuevo marco energético y la reconfiguración del mercado downstream, la Comisión Nacional de Energía (CNE) inicia 2026 con un ritmo regulatorio dinámico. Al cierre de febrero y tras cuatro sesiones ordinarias de su Comité Técnico, se han aprobado 24 permisos de expendio al público de petrolíferos, 13 permisos de transporte por medios distintos a ductos, 13 permisos de actividades de despacho para auto consumo de petrolíferos, 2 permisos de comercialización, etc.

La cifra comportamiento refleja continuidad respecto a 2025, cuando en febrero se autorizaron 23 permisos de expendio al público de petrolíferos. La tendencia confirma una mayor agilidad institucional y una alineación con los objetivos de la Ley del Sector Hidrocarburos: promover competencia, fortalecer la seguridad operativa y garantizar el cumplimiento ambiental en el mercado de combustibles.

Distribución geográfica: expansión estratégica

El análisis territorial de los permisos otorgados permite identificar patrones relevantes. El Estado de México concentra tres nuevas autorizaciones, consolidándose como nodo logístico clave del centro del país. Baja California Sur suma dos permisos, fortaleciendo infraestructura en una entidad con alta demanda turística estacional. Aguascalientes también registra dos nuevas estaciones, reforzando el corredor industrial del Bajío.

El resto de los permisos se distribuye en entidades estratégicas como Ciudad de México, Hidalgo, Michoacán, Nayarit, Puebla, Sinaloa, Sonora, Guerrero, Tabasco, Quintana Roo, San Luis Potosí y Nuevo León.

Más que una simple dispersión geográfica, esta distribución revela dos dinámicas complementarias: por un lado, la consolidación en mercados maduros como Ciudad de México y Nuevo León; por otro, el crecimiento en regiones emergentes como Quintana Roo –impulsada por el dinamismo turístico– y Tabasco, con relevancia en actividades vinculadas al upstream.

Logística y autoconsumo

El dinamismo regulatorio no se limita al expendio al público. En lo que va del año también se han otorgado permisos de transporte por medios distintos a ducto, fortaleciendo la flexibilidad logística del sector. Asimismo, se han autorizado permisos de despacho para autoconsumo, principalmente orientados a empresas con flotas propias y operaciones intensivas en combustibles.

En materia de almacenamiento, destaca la autorización concedida en enero a una empresa de servicios portuarios en Minatitlán, Veracruz, lo que contribuye a optimizar la infraestructura estratégica en el Golfo de México y facilita operaciones de importación y distribución.

Este conjunto de autorizaciones muestra que el regulador no solo atiende la expansión minorista, sino que está fortaleciendo los eslabones críticos de la cadena de suministro.

Reconfiguración corporativa del sector

Un indicador del momento sectorial es el aumento en modificaciones a títulos de permiso, cesiones de derechos y cambios en estructuras accionarias. Estas resoluciones facilitan procesos de fusión, adquisición y reorganización empresarial, sobre todo entre jugadores medianos que buscan consolidar operaciones o mejorar eficiencia.

También se aprobaron cambios de marca, 13 permisos de transporte por medios distintos a ductos, dos de comercialización, además de ajustes técnicos y terminaciones anticipadas en actividades del sector. Estos movimientos reflejan una etapa de maduración del mercado.

 Perspectivas para 2026

Las próximas sesiones del órgano regulador serán determinantes para confirmar la tendencia. La digitalización de procesos en la Plataforma CNE y la reducción de rezagos administrativos podrían generar un efecto multiplicador en la emisión de resoluciones durante el año.

Si el ritmo observado se mantiene, 2026 podría registrar un volumen de permisos comparable o incluso superior al año anterior, fortaleciendo la inversión en infraestructura gasolinera y logística en el país.

El arranque regulatorio de 2026 confirma que la Comisión Nacional de Energía no solo administra permisos: está configurando el ritmo de expansión y reorganización del mercado petrolífero mexicano.

Para operadores e inversionistas, el mensaje es claro: el entorno ofrece oportunidades de crecimiento, pero exige cumplimiento técnico, financiero y normativo riguroso. La agilidad regulatoria es una ventana de oportunidad; la disciplina operativa sigue siendo la condición indispensable para aprovecharla.

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Esta columna se publicó originalmente en la edición de marzo de nuestra revista Energy21

La reforma laboral publicada en el Diario Oficial de la Federación el 3 de marzo de 2025, con implementación gradual hasta 2030, marcará un cambio estructural en la operación de múltiples sectores productivos. Impulsada por la Secretaría del Trabajo y Previsión Social (STPS), la medida reduce progresivamente la jornada máxima semanal de 48 a 40 horas, privilegiando el bienestar de las y los trabajadores.

En el caso de las estaciones de servicio que operan 24/7 —actividad regulada por instancias como la Secretaría de Energía (SENER), la Procuraduría Federal del Consumidor (PROFECO) y la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA)— el impacto no es menor. Más allá del enfoque laboral, la reforma obliga a replantear el modelo operativo tradicional basado en tres turnos de ocho horas.

La reducción gradual: el efecto matemático

La disminución anual de dos horas en la jornada semanal máxima, considerando seis días laborables, modifica de forma sustancial el tiempo efectivo por turno. Si se descuentan los 30 minutos de alimentos establecidos en la Ley Federal del Trabajo y los periodos de descanso asociados a la llamada “Ley Silla” (pausas obligatorias en puestos estáticos), el tiempo operativo real por trabajador se reduce progresivamente:

* 2027: 46 horas / 6 días = 7.66 horas brutas → 6.66 horas efectivas

* 2028: 44 horas / 6 días = 7.33 horas brutas → 6.33 horas efectivas

* 2029: 42 horas / 6 días = 7.00 horas brutas → 6.00 horas efectivas

* 2030: 40 horas / 6 días = 6.66 horas brutas → 5.66 horas efectivas

El resultado es claro: para 2030, tres turnos ya no cubren las 24 horas de operación continua. Tres jornadas de 5.66 horas sumarían apenas 16.98 horas, generando un déficit operativo superior a siete horas diarias. En términos prácticos, muchas estaciones deberán migrar de tres a cuatro turnos.

Impactos operativos y financieros

El cambio implica consecuencias directas:

1. Incremento en plantilla laboral.
Pasar de tres a cuatro turnos representa un aumento estimado de entre 30% y 40% en costos de nómina, incluyendo salarios, cuotas al IMSS y prestaciones.
2. Mayor complejidad logística.
Más turnos implican más procesos de capacitación, mayor rotación y ajustes en supervisión, controles volumétricos y protocolos de seguridad.
3. Impacto sectorial agregado.
Considerando que en México operan alrededor de 14,000 estaciones de servicio, la creación de un turno adicional podría representar un impacto económico de aproximadamente $400,000 mil pesos anuales por estación de servicio, dependiendo de la estructura laboral de cada permisionario.

Más que un ajuste laboral: un rediseño operativo

La reforma laboral 2025–2030 no es únicamente una modificación en horas trabajadas; es un detonador de rediseño operativo para los negocios 24/7. En el sector gasolinero, donde la continuidad del servicio es obligatoria y la supervisión regulatoria es permanente, la planeación estratégica será determinante.

Las estaciones de servicio deberán anticiparse con modelos de eficiencia, automatización, digitalización de procesos y rediseño de esquemas de supervisión para mitigar el impacto financiero sin comprometer cumplimiento normativo ni calidad en el servicio.

En resumen, la reducción gradual de la jornada laboral de 48 a 40 horas obligará a las estaciones de servicio que operan las 24 horas a replantear su estructura de turnos. Para 2030, el esquema tradicional de tres jornadas será insuficiente, lo que podría llevar a la implementación de cuatro turnos diarios.

El desafío no es menor. La pregunta no es si el cambio ocurrirá, sino qué tan preparados están los operadores para gestionarlo con visión estratégica, disciplina financiera y cumplimiento regulatorio.

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La relación geopolítica entre Estados Unidos y Venezuela en 2026 difícilmente detonará por sí sola un “gasolinazo” en México, pero sí matizará el entorno de costos en el que se forman los precios de gasolinas y diésel que el consumidor final enfrenta. La clave no está tanto en Caracas, sino en el Golfo de México ; en cómo el crudo venezolano reconfigura el mercado de crudos pesados y cómo México administra su propia política de refinación, de importaciones y de impuestos especiales.

En 2026, Washington abrió una ventana controlada para el regreso del crudo venezolano al mercado internacional, mediante autorizaciones que permiten exportaciones continuas de entre 30 y 50 millones de barriles con horizonte indefinido. Este volumen, derivado de una producción cercana a 0.8–1.0 millones de barriles diarios, equivale a cerca de 1% de la oferta global: suficiente para ajustar diferenciales regionales, aunque insuficiente para alterar el equilibrio mundial.

México no depende de forma directa de este crudo. El vínculo es más sutil: el petróleo pesado venezolano compite con los barriles pesados mexicanos y canadienses. Un mayor flujo hacia el Golfo de Estados Unidos reconfigura la oferta y demanda, presionando descuentos y premios, y afectando la rentabilidad de exportar crudo pesado frente a refinarlo en el país.

Refinerías del Golfo: el “filtro” hacia México

Las refinerías de la Costa del Golfo de Estados Unidos fueron diseñadas precisamente para sacar valor de crudos pesados y ácidos como los de Venezuela, México y Canadá. La reincorporación de barriles venezolanos les ofrece una combinación atractiva: materias primas con descuento y alta compatibilidad con su configuración de coquización y conversión profunda.

Con una mayor disponibilidad de crudo pesado, las refinerías pueden reducir su costo promedio de procesamiento de gasolinas y destilados medios. Esto es relevante para México, ya que la mayor parte de los combustibles importados por Pemex y privados proviene del Golfo de Estados Unidos. Si el insumo se abarata, los precios mayoristas de gasolina y diésel tenderán a estabilizarse o a moderar presiones al alza, salvo choques globales adicionales.

La dependencia mexicana: menos barriles, misma vulnerabilidad

México mantiene una alta dependencia de combustibles provenientes de Estados Unidos, aunque con una tendencia gradual a la baja conforme Pemex ha incrementado la carga en sus refinerías. Entre 2023 y 2025, las exportaciones estadounidenses de diésel a México cayeron de 187 mil a 118 mil barriles diarios, mientras que las de gasolina descendieron de 338 mil a 309 mil barriles diarios.

Esta reducción no implica independencia energética. Las siete refinerías en operación, junto con la incorporación gradual de Dos Bocas, aún no cubren toda la demanda interna. Analistas estiman que México mantendrá una dependencia relevante de la Costa del Golfo por varios años, aunque con un menor peso de las importaciones en la mezcla de suministro. La exposición a los precios internacionales persistirá, incluso con menos barriles importados.

Precios al público: el poder del IEPS y del “pacto” interno El impacto del crudo venezolano en el bolsillo del automovilista mexicano será indirecto y probablemente acotado. Si la entrada de esos barriles ayuda a abaratar el costo de refinación en Estados Unidos, México podría beneficiarse vía referencias de importación algo más bajas o menos volátiles. En la práctica, sin embargo, el precio final que pagan hogares, transporte de carga y servicios dependerá sobre todo de decisiones domésticas. En este contexto, tres palancas internas resultan determinantes.

1. La evolución del IEPS a gasolinas y diésel, así como los estímulos o subsidios aplicados para amortiguar choques de precio internacional. Estos instrumentos han sido el principal ancla de estabilidad en los últimos años.
2. Los esquemas específicos de estímulo en zonas fronterizas, que buscan mantener competitividad frente a precios del lado estadounidense.
3. La política de estabilización acordada con el sector gasolinero, como el “pacto” que ha mantenido el precio de la gasolina regular alrededor de 24 pesos por litro, convirtiendo la gestión fiscal y política en un factor más determinante que el vaivén de un solo proveedor externo. En este contexto, la geopolítica Washington–Caracas influye en los costos de referencia, pero el trazo final del precio en la bomba lo dibujan Hacienda y la política energética nacional.

Conclusión: más política interna que geopolítica externa:

El verdadero determinante en 2026 será la combinación de tres elementos: La situación financiera que enfrenta pemex, la capacidad de abasto nacional de combustibles de forma eficiente, la revisión de costos a los usuarios para rediseñar pactos de precios en función de las necesidades particulares de cada entidad federativa y la revisión de sobre regulación que no suma al país. En ese marco, la geopolítica entre Estados Unidos y Venezuela es un factor de contexto relevante, pero no el protagonista central de la película de precios que se proyectará en las estaciones de servicio.

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El año 2026 representa un periodo crucial de transformaciones regulatorias para el sector de petrolíferos en México, con múltiples normas, obligaciones y disposiciones que demandan atención, recursos y seguimiento constante.

Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA): En la primera semana de enero, los regulados presentaron ante la ASEA las pruebas de laboratorio correspondientes a la calidad de petrolíferos del segundo semestre de 2025, saturando las ventanillas de la Ciudad de México del 5 al 11 de enero conforme al plazo legal de diez días naturales posteriores al periodo respectivo.

Inicia la segunda fase del programa RENAGAS —implementado de manera paulatina por entidad federativa— para regularizar impactos ambientales en regulados que aprobaron la primera etapa o participan en el Programa Nacional de Auditoría Ambiental (PNAA). Durante el primer cuatrimestre del año, se enviará información relacionada a la instalación mediante la plataforma oficial del programa RENAGAS (Registro Nacional de Instalaciones de Gasolinas y Gas LP) de la ASEA es https://renagas.asea.gob.mx.

Se espera la publicación en el Diario Oficial de la Federación de la NOM-023-ASEA-2025 —actualmente en proyecto ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER)— que sustituirá a la NOM-005-ASEA-2016 con especificaciones integrales de seguridad industrial, operativa y ambiental para diseño, construcción, operación, mantenimiento y revisión pre-arranque de estaciones de servicio.
De la misma forma, se anticipa la actualización de la NOM-004-ASEA-2017 sobre sistema de recuperación de vapores de gasolinas para el control de emisiones en estaciones de servicio.

En 2026, la actualización del Portal 2.0 ASEA (Oficialía de Partes Electrónica) optimizará la gestión digital de trámites del sector hidrocarburos y se espera que la ASEA publique nueva normatividad específica para instalaciones de autoconsumo de gasolinas y diésel en México durante 2026, como parte de la regularización integral del sector hidrocarburos.

Servicio de Administración Tributaria (SAT): La Resolución Miscelánea Fiscal 2026 reordena los controles volumétricos en los Anexos 21, 22 y 23, sustituyendo a los Anexos 30, 31 y 32 sin modificar las obligaciones sustantivas. De la misma forma la RMF nos indica que todos los comprobantes fiscales digitales por distribución o enajenación de hidrocarburos deberán incorporar el número de permiso vigente otorgado por la Comisión Nacional de Energía (CNE); el incumplimiento genera suspensión temporal del Certificado de Sello Digital (CSD), aplicable a CFDI con Complemento Carta Porte y futuros complementos específicos.

Comisión Nacional de Energía (CNE): Desde el 1 de enero de 2026 entró en vigor la obligación de nuevos requerimientos de GPS, balizado con códigos QR en unidades de transporte y distribución de hidrocarburos —tractocamiones, autotanques, semirremolques, carrotanques y vehículos de gas LP—, y todo ello, estará vinculado al Sistema de Registro, Administración y Control a Permisionarias (SIRACP) para garantizar trazabilidad integral. Durante 2026 se estará alimentando dicha plataforma con datos sensibles que acrediten la legalidad y trazabilidad del producto.

Así mismo este año, se prevén modificaciones a la NOM-016-CRE-2016, dicha norma establece las especificaciones de calidad de petrolíferos, con posibles atribuciones ahora a la ASEA.

2026 será un año de actualizaciones de marcas comerciales de los productos, pues la obligación de marca comercial en la Ley del Sector de Hidrocarburos y su Reglamento no invalida permisos existentes, pero exige su actualización para alinearse con una marca registrada ante la CNE, eliminando “banderas blancas”.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social (STPS): La STPS incorporará la verificación del cumplimiento de la Ley Silla en su Programa Anual de Inspección 2026, focalizando estaciones de servicio para garantizar la provisión de sillas ergonómicas a despachadores y cajeros.

Secretaría de Economía (SE): Las NOM-005-SCFI-2017 y NOM-185-SCFI-2017, relativas a instrumentos de medición y control volumétrico para despacho de combustibles, podrían sufrir revisiones que impacten directamente los dispensarios.

En conclusión, el año 2026 marca un hito transformador para el sector de petrolíferos en México, impulsado por actualizaciones normativas integrales de la ASEA, SAT, CNE, STPS y SE que buscan ordenar, simplificar trámites digitales, fortalecer la trazabilidad y fiscalizar rigurosamente estaciones de servicio y autoconsumos.

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La Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM) activa protocolos contra ozono en contingencias ambientales, cerrando parcialmente gasolineras del Grupo 5 durante Fase I. Esta acción reduce emisiones volátiles de hidrocarburos, principales formadores de ozono troposférico que daña la salud respiratoria.

Con base en lo anterior, estaciones sin tecnología adecuada para cortar vapores de gasolina durante picos contaminantes deben suspender actividades con excepción de aquellas con Sistemas de Recuperación de Vapores (SRV) certificados por la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) al 90% de eficiencia o superior, manteniendo suministro al capturar emisiones con equipos autorizados.

En su rol como autoridades, la ASEA clasifica y rota cierres por grupos según región y necesidades ambientales, mientras que la Comisión Nacional de Energía (CNE), supervisa la NOM-016-CRE-2016, donde se especifica la calidad de petrolíferos, limitando partículas que agravan la contaminación ambiental.

Estaciones Afectadas

Deben suspender de 5:00 a 22:00 horas si no tienen SRV con ≥85% eficiencia o procesador ≥95%, verificados por terceros ASEA bajo NOM-004-ASEA-2017. Requisitos clave: procesador >95%; estación >90%.

Tecnología SRV Fase II

Emplean bombas de vacío en dispensarios con tecnologías mexicanas aprobadas para succionar, condensar o quemar vapores, evitando escapes y deber ser dictaminarse anualmente por terceros aprobados de ASEA para garantizar >90% eficiencia y control ambiental.

Se recomienda al público recargar después de 18:00 y antes de 10:00 horas y parar al activarse el seguro de la pistola. A su vez, reducir combustibles caseros: tomar duchas ≤5 minutos y cocinar con tapas.

Conclusión: Cumplir NOM-004-ASEA-2017 asegura pruebas anuales, reportes y exenciones en contingencias, evitando multas, clausuras y mejorando aire en ZMVM al minimizar vapores.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) publica hoy 3 de diciembre de 2025 una serie de modificaciones a las disposiciones emitidas en septiembre pasado sobre el balizado con códigos QR y los sistemas de geolocalización GPS en unidades de transporte y distribución de petrolíferos y gas LP.

Los cambios buscan responder a problemas técnicos y logísticos detectados durante la primera fase de implementación.

Entre los ajustes más relevantes destaca la ampliación de plazos: el balizado será obligatorio para la mayoría de las unidades al 31 de diciembre de 2025, mientras que los carro-tanques ferroviarios tendrán hasta el 30 de abril de 2026, debido a la complejidad operativa del sector ferroviario. A partir del 2 de enero de 2026, estos últimos deberán comenzar a reportar datos detallados de identificación, viaje y geolocalización mediante la infraestructura de la red ferroviaria nacional.

El acuerdo también actualiza el Anexo II, precisando dimensiones, materiales y requisitos técnicos del balizado, e incorpora lineamientos especiales para autotanques menores a 8,000 litros, más comunes en la distribución de Gas LP.

Otro punto clave es la aclaración de que las obligaciones no aplicarán temporalmente al transporte de petroquímicos, hasta que exista una regulación específica para ese mercado.

Con estos ajustes, la CNE busca que la implementación del sistema nacional de trazabilidad basado en códigos QR y que el monitoreo GPS avance de manera ordenada y factible, reforzando la supervisión y seguridad operativa en el traslado de hidrocarburos y estaremos a la espera de mayores detalles de la plataforma de SIRACP (Sistema de Registro, Administración y Control a Permisionarios), misma plataforma digital administrada por la CNE que supervisa a las personas permisionarias en el transporte y distribución de hidrocarburos por medios distintos a ductos, facilitando la identificación de propiedad, posesión, procedencia de productos, vigencia de permisos y trazabilidad mediante códigos QR y GPS.

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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. Dichos combustibles se utilizan exclusivamente para abastecer vehículos automotores y/o infraestructura vinculada directamente con su actividad económica u objeto social. En consecuencia, estos productos no pueden ser comercializados ni expendidos a terceros bajo ninguna circunstancia.

Estas actividades se encuentran sujetas a la Ley de Hidrocarburos, su reglamento, la Ley de la ASEA y su propio reglamento, entre otras disposiciones aplicables. En este documento se aborda específicamente lo que establece la nueva Ley del Sector de Hidrocarburos en materia ambiental.

El artículo 164 de la Ley del Sector de Hidrocarburos —publicada en el Diario Oficial de la Federación el 18 de marzo de 2025— faculta a la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) para emitir la regulación y normatividad aplicable en seguridad industrial, seguridad operativa y protección ambiental en la industria de los hidrocarburos. Su objetivo es promover y desarrollar estas actividades bajo criterios de sustentabilidad.

Asimismo, el artículo 140 del Reglamento de la Ley del Sector de Hidrocarburos establece que el despacho para autoconsumo deberá realizarse conforme a las características definidas por la extinta Comisión Reguladora de Energía (CRE) y por la ASEA, y deberá operar a través de estaciones de servicio de fin específico o plantas de distribución. En su último párrafo, el reglamento señala que la persona permisionaria está obligada a cumplir con los criterios de seguridad industrial, operativa y ambiental emitidos por la Agencia.

En virtud de estas atribuciones, corresponde a la ASEA proporcionar los elementos técnicos necesarios para el diseño y definición de políticas públicas en materia energética, ambiental y de recursos naturales, así como para la elaboración de los programas sectoriales relacionados con su mandato.

La Agencia, conforme a su propia Ley, tiene la responsabilidad de regular y supervisar la seguridad industrial, operativa y la protección al medio ambiente en todas las actividades del sector hidrocarburos en México, además de evaluar y autorizar las manifestaciones de impacto ambiental de los proyectos y operaciones del sector.

Estas facultades confieren a la ASEA el carácter de órgano central y autónomo en materia ambiental dentro del sector hidrocarburos, con competencias exclusivas que no corresponden a los estados.

En este marco, la Agencia, en coordinación con otras autoridades federales, ha implementado diversos operativos de vigilancia para supervisar el cumplimiento de las disposiciones de seguridad industrial, operativa y ambiental, asegurando que las actividades del sector se desarrollen de forma segura y ambientalmente responsable.

Un pendiente relevante es la emisión de instrumentos jurídicos específicos para regular, con mayor precisión, las condiciones de seguridad industrial, operativa y ambiental aplicables a las instalaciones donde se almacenan y despachan petrolíferos para autoconsumo. Esto incluye la definición de lineamientos técnicos para el diseño, construcción, pre-arranque, operación, mantenimiento y desmantelamiento de dichas instalaciones.

 Conclusión

Históricamente, el control del impacto ambiental en instalaciones de autoconsumo correspondía a las autoridades estatales. Sin embargo, el marco jurídico vigente establece que la ASEA es hoy la única autoridad facultada para emitir reglas en materia de seguridad operativa, industrial y ambiental en las actividades del sector hidrocarburos, así como para llevar a cabo funciones de inspección, vigilancia y, en su caso, la aplicación de sanciones.

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La Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) dio un paso decisivo hacia la eficiencia gubernamental al publicar este miércoles un acuerdo en el Diario Oficial de la Federación (DOF) que establece una serie de acciones para la simplificación administrativa en sus trámites.

Este movimiento tiene como principal objetivo reducir la carga burocrática que enfrentan los regulados, haciendo eco de lo estipulado en la Ley Nacional para Eliminar Trámites Burocráticos (2025).

Fusión y actualización de trámites:

• Se unifican los trámites ASEA-01-009-A y ASEA-01-010-A (autorización y actualización de licencias de funcionamiento de estaciones de servicio de combustibles) en un solo trámite con homoclave ASEA-2025-005-012-A.
• También se fusionan los trámites ASEA-02-008-D, ASEA-02-009-D, ASEA-2019-005-021-A y ASEA-2019-005-022-A en el trámite ASEA-2025-005-006-A (avisos y dictámenes de operación).

Para la eliminación de requisitos:

• Se suprime la obligación de presentar el croquis de la instalación en varios trámites.
• Se reduce la documentación redundante y se precisan los requisitos para identificación, planes y diagramas técnicos.

Mejoras en los formatos:

• Se actualiza el formato FF-ASEA-061, el cual sustituye escritos libres y ahora se usará también para reportar emisiones atmosféricas (homoclave ASEA-2025-005-011-A*).
• Se introducen nuevos formularios: FF-ASEA-023, FF-ASEA-022, FF-ASEA-062, entre otros.

Reducción de plazos:

• Para la Licencia Ambiental Única del Sector Hidrocarburos (ASEA-03-001), el plazo máximo de resolución baja de 96 a 70 días naturales.

Este ajuste de la ASEA gira en torno a sus artículos clave, siendo el Artículo Primero el encargado de establecer la columna vertebral de la simplificación: describe con detalle los trámites que han sido modificados o fusionados, además de definir los nuevos nombres, homoclaves, requisitos y formatos que serán aplicables de ahora en adelante. Por su parte, el Artículo Segundo aborda la modificación directa del formulario FF-ASEA-061, que existía en el acuerdo anterior de mayo de 2025. Finalmente, el Artículo Tercero indica que este nuevo formato FF-ASEA-061 deberá emplearse también para el trámite de control y monitoreo de emisiones en estaciones de servicio, emitiéndose el anexo 4 específicamente para este propósito.

Disposiciones transitorias:

1. El acuerdo entra en vigor el día 6 de noviembre de 2025.
2. Los trámites presentados antes de esta fecha se resolverán conforme a la normatividad vigente al momento de su ingreso.
3. La ASEA deberá actualizar la información de sus trámites el portal OPE-ASEA 2.0

En resumen el acuerdo es parte del esfuerzo de digitalización y mejora regulatoria de la ASEA para facilitar los trámites del sector hidrocarburos, disminuir tiempos y costos administrativos, y aumentar la claridad y transparencia en sus procesos.

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El Reglamento de la Ley del Sector Hidrocarburos fue publicado este viernes, poniendo fin a meses de incertidumbre. Entre sus disposiciones más relevantes, el Artículo 116 confiere a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la facultad de otorgar permisos, con un enfoque particular en los procesos del sector de petrolíferos detallados en el inciso (b).

Asimismo, y conforme al artículo 93, fracción IV del Reglamento, los permisos para los Petrolíferos se podrán otorgar por la siguiente vigencia:

a) Formulación: Hasta 5 años

b) Almacenamiento: Hasta 30 años.

c) Transporte por medio de ductos. Hasta 30 años

d) Transporte por medio distintos a ductos: Hasta 15 años

e) Distribuidoras: Hasta 20 años

f) Gasolineras: Hasta 20 años

g) Despacho para autoconsumo: Hasta 15 años

h) Comercialización: Hasta 2 años

Para determinar la vigencia de los permisos, la autoridad evaluará las características particulares de cada proyecto. Conforme al Artículo 81 de la Ley del Sector Hidrocarburos, se considerarán, al menos, los siguientes factores: la localización, los volúmenes, la demanda local y regional, el impacto en el sano desarrollo del mercado y su alineación con los criterios de Planeación incorporados en la política pública.

Volviendo al Reglamento de la Ley del Sector Hidrocarburos, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 3 de octubre de 2025 (turno vespertino), su Artículo 93 establece los criterios que el comité técnico evaluará tales como:

I.- Nivel de Inversión y vida útil del proyecto; Tipo y grado de complejidad de la infraestructura asociada.

III.- Comportamiento del cumplimiento regulatorio de la persona solicitante en el sector de hidrocarburos y en su caso del grupo de interés al que pertenece, cuando corresponda.

IV.- Mercado y región específica en la que se ubique la actividad regulada, y

V.- Periodo estimado de retorno de la inversión.

Una de las novedades más destacadas del Artículo 93 es la prohibición de otorgar prórrogas a las vigencias de los permisos, y en caso de que las permisionarias requieran continuar con sus actividades, deberá ingresar una nueva solicitud (no una extensión) un año antes del vencimiento y atender los requisitos como si se tratara de un trámite inicial.

Esta nueva regla impacta la certeza de la inversión a largo plazo, pues el futuro de los proyectos dependerá de obtener una nueva aprobación.

Al respecto el reglamento anterior mencionaba que los permisos se podrían prorrogar a solicitud del interesado, por una vez hasta por la mitad de la vigencia original, siempre que se acreditara el cumplimiento de los requisitos establecidos.

Conclusión:

Se disminuyen las vigencias conforme a la actividad, criterios, etc.  y se quita la posibilidad de prorrogar o ampliar la vigencia establecida en los permisos.

Algo muy importante a considerar es que se va a evaluar el cumplimiento regulatorio del solicitante en el sector de hidrocarburos y en su caso del grupo de interés al que pertenece, cuando corresponda, por lo que se recomienda realizar auditorías de cumplimiento regulatorio para asegurarse de que los compromisos se encuentran cumplidos en tiempo y forma.

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Como parte de los objetivos de la política de simplificación administrativa, modernizar los trámites y servicios, mismos que pueden ser simplificados mediante acuerdos generales publicados en el medio de difusión correspondiente, y en observancia al artículo 24 de la Ley Nacional para Eliminar Trámites Burocráticos,  se publicó este martes en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el acuerdo por el que se establecen acciones de simplificación y mejora administrativa por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Lo anterior es debido a que la Comisión identificó 18 trámites que tenía a su cargo la extinta CRE que pueden eliminarse en beneficio de la población y sin causar afectación alguna.

El acuerdo mencionado entra en vigor el 1 de octubre de 2025 y las solicitudes de trámites y servicios enlistados a continuación que se encuentren en trámite o hayan sido ingresados con anterioridad a la entrada en vigor del presente acuerdo, se deben resolver de conformidad con la normatividad aplicable vigente en el momento de su presentación.

Las autoridades correspondientes deberán adaptar instrumentos normativos vinculados a este acuerdo en un plazo máximo de 120 días hábiles contados a partir del día siguiente al de su publicación en el DOF.

Modalidad:

Disposiciones administrativas de carácter general en materia de medición aplicables a la actividad de almacenamiento de petróleo, petrolíferos y petroquímicos. De este modo, los tramites y servicios que se eliminan:

El acuerdo de la CNE armoniza la regulación y genera ahorros de tiempo y costos para el sector energético al eliminar tramites en beneficio de la población, sin causar ninguna afectación al cumplimiento regulatorio actúa.  Esto suprime las cargas burocráticas en beneficio de la industria energética y del consumidor.

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