La australiana Woodside Energy inició la campaña de perforación en el campo Trion, ubicado en aguas ultraprofundas del Golfo de México, en asociación con Petróleos Mexicanos (PEMEX).

La iniciativa contempla 24 pozos submarinos, una capacidad de producción de 100 mil barriles diarios y aportaciones estimadas por más de 10 mil millones de dólares en impuestos y regalías para México a lo largo de la vida del proyecto.

El inicio de la perforación representa un nuevo hito para el desarrollo del campo Trion, luego de que las empresas tomaran la decisión final de inversión (FID) en 2023, con lo cual se dio luz verde a la construcción de la infraestructura necesaria para su explotación comercial.

“Este programa de perforación representa un hito para el proyecto Trion y para el sector de petróleo y gas en aguas profundas de México”, afirmó la directora ejecutiva interina de Woodside, Liz Westcott.

La directiva subraya que el desarrollo del campo refleja la fortaleza de la colaboración entre ambas compañías y su compromiso para avanzar de forma segura y eficiente.

El desarrollo contempla la perforación de 24 pozos submarinos, los cuales estarán conectados a una unidad flotante de producción (FPU) denominada Tláloc.

El proyecto también incluye infraestructura submarina asociada y sistemas de exportación diseñados para garantizar operaciones seguras y confiables.

La producción del campo será transferida a una unidad flotante de almacenamiento y descarga (FSO) denominada Chalchi, con capacidad para 950 mil barriles, desde donde se realizarán las operaciones de manejo y exportación del crudo.

Los trabajos de perforación estarán a cargo del buque Deepwater Thalassa, propiedad de la empresa de servicios petroleros Transocean. La embarcación llegó a aguas mexicanas el 5 de marzo de 2026 para iniciar las operaciones en el bloque.

La campaña también contempla el apoyo de embarcaciones de suministro y servicios logísticos que operarán desde puertos del estado de Tamaulipas, lo que permitirá fortalecer las cadenas de suministro locales y regionales vinculadas con la actividad offshore.

Desde que se tomó la decisión final de inversión, las actividades de ingeniería, adquisición de equipos y planificación operativa han avanzado conforme al calendario previsto, señalan las compañías.

El vicepresidente del proyecto Trion en Woodside, Stephane Drouaud, destacó que el progreso alcanzado hasta ahora refleja el trabajo coordinado entre los equipos técnicos y los socios del proyecto.

“Desde la ingeniería y la planificación hasta la ejecución de la perforación, el equipo está impulsando el proyecto de manera segura y sistemática”, explicó.

Actualmente, Woodside Energy posee 60% de participación en el proyecto y funge como operador, mientras que Petróleos Mexicanos mantiene el 40% restante.

Si el desarrollo continúa conforme al calendario previsto, el campo Trion tiene como objetivo iniciar su primera producción de petróleo en 2028, lo que lo convertirá en uno de los desarrollos más importantes de petróleo en aguas profundas en México durante la próxima década.

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Enviado. Tampico, Tamaulipas.- El proyecto Trion, el primer desarrollo mexicano en aguas profundas, cerró octubre con un 43% de avance, confirmó Stéphane Drouaud, vicepresidente de Woodside Energy.

Durante su ponencia en el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025, el directivo señaló que el proyecto ya transita hacia sus etapas más demandantes de construcción y ejecución en mar abierto.

Drouaud explicó que el progreso sostenido responde al cumplimiento puntual de los hitos regulatorios y operativos, destacando la aprobación de la Manifestación de Impacto Ambiental por ASEA y la adjudicación de la totalidad de los contratos principales, elementos que han permitido mantener alineada la estrategia de ejecución.

El ejecutivo detalló que dichos contratos ya están en operación, lo que ha puesto en marcha una fase de construcción pesada antes del inicio de las tareas costa afuera contempladas en el plan maestro.

Subrayó también la creciente participación de talento mexicano. Puestos estratégicos, incluidos líderes de producción, supervisores de mantenimiento, operadores del cuarto de control y responsables técnicos, ya son ocupados por profesionales nacionales, reforzando el compromiso de Woodside con la integración y el desarrollo de capacidades locales.

En materia de cumplimiento, Drouaud puntualizó que la Secretaría de Economía confirmó que Trion alcanzó los niveles de contenido nacional establecidos para 2024, un requisito clave para los proyectos energéticos de alto impacto en México.

De cara a los próximos hitos, la compañía afina la preparación para el inicio de perforación en el primer trimestre de 2026, una etapa definitoria para la continuidad operativa.

Paralelamente, avanza en la mayor preinstalación posible de infraestructura previa a la llegada de la Unidad Flotante de Producción (FPU), con el objetivo de agilizar el arranque de la fase productiva.

Añadió que con estos avances, Trion se consolida como uno de los desarrollos energéticos más relevantes del país, impulsando infraestructura estratégica, fortaleciendo la cadena de suministro y generando oportunidades para el talento nacional.

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Los contratos mixtos de PEMEX son un nuevo esquema para asociarse con empresas privadas en la exploración y producción de hidrocarburos, en donde la petrolera mantiene la titularidad del área y la propiedad de la producción, mientras el socio asume riesgos y co-inversiones para maximizar el rendimiento de campos petroleros.

Las reglas establecen que cuando existan varias ofertas solventes para un contrato mixto, pero ninguna llegue al FER máximo definido para el proyecto, se activará una subasta ascendente en el sistema SISCeP, en donde se dará ventana inicial de 10 minutos para mejorar la oferta, con extensiones de un minuto ante posturas de último segundo.

Las propuestas se mostrarán de forma anónima, si nadie presenta una “Propuesta Subsecuente”, prevalece el FER original presentado.

Si dos o más interesados empatan en el porcentaje de FER, se aplica un mecanismo en dos rondas, en donde se deberá presentar un bono de desempate; y si persiste el empate, se darán 15 minutos adicionales para mejorar el bono. De permanecer la igualdad, gana quien registró primero el bono en el sistema.

Las reglas establecen que el participante aportará el 100% de la inversión y del gasto operativo del contrato (CAPEX, OPEX y abandono) y destinará 1.5% de sus erogaciones a responsabilidad social y sostenibilidad.

La contraprestación se determinará con los ingresos por venta de hidrocarburos derivados de esas inversiones y se canaliza a un fideicomiso para pagar al participante y a PEMEX.

Adicionalmente, PEMEX cubrirá los “costos irreductibles” que se definan para cada contrato (por ejemplo, transporte, servicios auxiliares o gas de bombeo neumático), lo que blinda ciertos rubros operativos del modelo.

El esquema considera que la contraprestación puede expresarse como porcentaje de producción o de la utilidad de la venta. PEMEX mantiene una participación no menor a 40% en cada contrato.

Un nuevo fideicomiso

Para la administración de los recursos de los contratos mixtos se creará un fideicomiso, en donde PEMEX emitirá el documento con el volumen y valor comercial de hidrocarburos, mientras que PMI comercializa y deposita en 24 horas al fideicomiso los ingresos.

Con base en reglas de operación y por instrucción del Comité Técnico, el fideicomiso ejecutará la cascada de pagos, en donde primero se pagarán los impuestos y derechos (DPB e IAEEH), luego recuperación de costos, después la distribución del FER entre participante y PEMEX, y finalmente comisiones del fiduciario.

El diseño del fideicomiso asegura autonomía patrimonial, administración especializada y transparencia. Sus reglas de operación incluyen una estructura de gobierno regida por el Comité Técnico, objetivos, procedimientos de decisión, manejo de recursos y deberes de fiduciario, fideicomitente y fideicomisarios.

Como parte de la fase inicial, el participante debe celebrar el convenio de fideicomiso y cumplir con documentación específica.

El modelo otorga al participante la operación petrolera con metas, indicadores y plan de presupuesto, pero los ingresos se aíslan en el fideicomiso para garantizar pagos oportunos y conforme a la cascada.

La SENER y SHCP conservarán facultades de revisión sobre recuperación de costos y contabilidad.

Bajo el modelo de estos contratos, la competencia gira en torno a quién ofrece más FER para PEMEX bajo un proceso competitivo con subasta y desempates por bono; la contraprestación reconoce costos, y una participación variable ajustable por precios.

A su vez el fideicomiso administrará los flujos, priorizará obligaciones fiscales y distribuirá el remanente entre las partes con reglas de gobierno claras.

“Debido a que PEMEX no está pagando a proveedores y productores, las empresas han frenado proyectos y se van. Hay que encontrar una solución para que PEMEX esté en una mejor posición”, dijo el magnate durante el Día del Ingeniero.

Slim Helú consideró necesario redirigir los esfuerzos hacia una estrategia de producción petrolera más eficiente, que permita una mayor participación del sector privado.

“Hay que invertir más en producción que en exploración, y que los privados produzcan más barriles de petróleo para mejorar la situación de PEMEX”, sostuvo.

Opinó que la inversión privada debe ser superior a 20% del Producto Interno Bruto, “pero debe tener razones por las cuales subir y estamos viendo que hay necesidad de hacerlo”.

“El mejor ejemplo hoy es PEMEX, que no debe dejar de producir ni de pagarle a sus proveedores”, dijo Slim.

Por otro lado, mencionó que el país enfrenta un rezago en materia de infraestructura eléctrica, ante lo cual también es necesario acelerar inversiones para fortalecer las redes.

“Tenemos mucho retraso en infraestructura, pero tenemos problemas más delicados, como la situación financiera de la CFE y el freno a la inversión privada en el sector eléctrico”, afirmó.

Añadió que es necesario mejorar la red de transmisión eléctrica, así como darle mantenimiento a la distribución, toda vez que tecnologías como la inteligencia artificial y la electromovilidad demandarán más energía.

Petróleos Mexicanos (PEMEX) nombró a los altos mandos que se encargarán de las direcciones de sus unidades de negocios, como parte de la reestructura corporativa que eliminó a las empresas subsidiarias.

Tras la reciente reforma energética impulsada por Morena, PEMEX se volverá a integrar verticalmente con lo cual sus subsidiarias cambiarán de nombre y ahora serán direcciones generales, dando un revés al modelo corporativo establecido en la reforma energética de 2013.

En la dirección de Exploración y Producción quedará al frente Ángel Cid Munguía, tras la discreta salida de Néstor Martínez, quién habría dejado el cargo en las últimas semanas sin haber hecho un pronunciamiento oficial.

Ulises Hernández Romano quedará al frente de la subdirección de Exploración, mientras que León Daniel Mena Velázquez, será subdirector de Exploración y Extracción por Contratos y Asociaciones.

La dirección Jurídica estará a cargo de Rosa Bello Pérez, la dirección de Finanzas será comandada por Juan Carlos Carpio. La dirección de Administración y Servicios, estará bajo la batuta de Marcela Villegas Silva.

Jorge Alberto Aguilar López será el titular de la dirección de Planeación, Coordinación, Desempeño y Sostenibilidad.

Finalmente, la dirección Procesos Industriales, que anteriormente era PEMEX Transformación Industrial, estará al mando de Carlos Armando Lechuga, y la dirección de Comercialización estará en manos de Gabriel Cadena Salgado.

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Cid Munguía quedó al frente de esa subsidiaria, luego de la salida de Néstor Martínez Romero, quien formaba parte del primer equipo directivo de la petrolera al arranque de este sexenio

“En el ejercicio de las atribuciones otorgadas, le asigno las responsabilidades y acciones inherentes al Proyecto de Reactivación de Pozos Cerrados a partir de la fecha en que se actúa, 6 de mayo de 2025”, detalla el documento dirigido a Luis González Huerta, líder de estrategia de pozos en PEMEX.

Detalla que esta designación no tendrá implicación alguna en el tabulador de personal, el cual deberá ejercerse en estricto apego al referido Estatuto Orgánico y demás legislación y ordenamientos normativos aplicables.

Ángel Cid también aprovechó para nombrar a Sergio Dionicio Renovato como responsable de diseño e ingeniería de infraestructura y obras y a José Manuel Cancino como supervisor de proyectos de infraestructura estratégica de PEMEX.

Hasta el momento se desconocen los motivos de la salida de Néstor Martínez al frente de la subsidiaria de PEMEX, sin embargo, la compañía inició el sexenio con números rojos que superan los 40 mil millones de pesos.

Un análisis de la consultoría Caraiva y Asociados detalla que hay cerca de 5 mil pozos cerrados en condiciones de producir, pero requerirán grandes cantidades de presupuesto para comenzar a operar.

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“Ya hemos avanzado en la selección de los campos potenciales y el desarrollo de los lineamientos para elegir y como poder asignar esos contratos a los privados”, dijo el directivo en conferencia con analistas para explicar los resultados financieros de PEMEX, durante el último trimestre de 2024.

Néstor Martínez confió en que las alianzas con privados a través de los contratos mixtos, permitirán a PEMEX concretar la meta de producir 1.8 millones de barriles de crudo por día y 5 mil millones de pies cúbicos de gas.

Por otro lado, Alberto Aguilar, director corporativo de planeación y coordinación en PEMEX, dijo que el pago a proveedores no se ha detenido y se intensificó de manera importante en 2025.

“Con los esquemas financieros para la atención de la deuda comercial, diseñados de manera coordinada con las Secretarías de Energía y de Hacienda y Crédito Público la deuda de proveedores se reducirá de manera significativa en los siguientes meses”, mencionó.

Añadió que en las próximas semanas se dará a conocer la reintegración de PEMEX con la eliminación de algunas filiales y también se trabaja en el diseño de un nuevo plan de negocios alineado al marco regulatorio que se debate en el Congreso de la Unión.

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Ayer el órgano de gobierno celebró la que posiblemente fue su última sesión para aprobar el acuerdo general en donde declara la suspensión de los plazos y términos para la recepción, sustanciación y resolución de los actos, trámites y procedimientos.

El organismo también aprobó la suspensión de los periodos de exploración, evaluación de los contratos de exploración y extracción de hidrocarburos y los programas de transición.

La reforma energética aprobada por el Gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum ordena la desaparición de la CNH y otros reguladores del sector energético, cuyas funciones serán responsabilidad de un nuevo organismo denominado como la CNE.

La CNH se creó el 28 de noviembre de 2008, pero fue hasta el sexenio del expresidente Enrique Peña Nieto que tomó un papel más relevante en el sector, al darle la facultad de organizar las licitaciones de las rondas petroleras y la administración de los contratos licitados.

Bajo el régimen de la CNH se adjudicaron 111 contratos para exploración y producción, iniciando un periodo de apertura a la inversión privada en estas actividades que duró poco más de 6 años, hasta la llegada del presidente Andrés Manuel López Obrador, quien suspendió las rondas petroleras.

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Esta meta forma parte del plan de la filial que también consiste en mantener la plataforma nacional de producción de hidrocarburos líquidos en 1.8 millones de barriles por día, e incrementar la producción nacional de gas a 4 mil 500 millones de pies cúbicos diarios, afirmó el directivo en conferencia telefónica.

“Las líneas de acción consisten en asegurar la continuidad de la producción, impulsando la exploración, y esto lo veremos en campos convencionales del Golfo profundo, las cuencas del sureste y también en campos de aceite y gas en la cuenca norte de Veracruz”, dijo.

PEMEX también ampliará el portafolio de yacimientos disponibles para restituir las reservas 2P y 3P de aceite y gas, así como a desarrollar la estrategia de asociaciones exploratorias en zonas convencionales y áreas de frontera, compartiendo riesgos con la industria privada.

“Vamos a elaborar propuestas de régimen fiscal específico para campos de gas natural y de petróleo marginal y también tenemos pensado una participación activa en la estrategia de sostenibilidad de PEMEX”, destacó.

“Lo que tenemos que llevar a cabo en el corto plazo es la maximización del portafolio de proyectos y la optimización del desarrollo de campos estratégicos, la puesta en operación del plan de eficiencia operativa y optimización de costos así, como aprovechar activos de bajo valor residual mediante asociaciones”, añadió.

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“Se tendrá que abrir a la participación privada, en el corto plazo daremos a conocer un conjunto de reglas claras que den certeza y conlleven a un reparto equitativo de riesgos y beneficios tanto para PEMEX como para los terceros”, dijo el funcionario durante una conferencia telefónica para explicar los resultados financieros del tercer trimestre del año.

Entre los proyectos mixtos, es decir los proyectos que serán desarrollados con el sector privado, se cuentan los campos de crudo pesado, gas natural, aceite en aguas profundas y petróleo marginal.

“La exploración y extracción de gas natural es clave para reducir las importaciones y los riesgos asociados”, indicó.

Mencionó que las actividades aguas abajo seguirán abiertas a la inversión privada y que “la inversión privada será bienvenida particularmente en proyectos de cogeneración y energía limpia”.

Afirmó que construir proyectos de almacenamiento estratégico para mejorar la seguridad energética, son actividades en los que también participará la inversión privada.

Afirmó que el marco jurídico de PEMEX se está transformando y la empresa retornará a la figura de empresa pública del Estado mexicano, garantizando una mayor eficiencia, su beneficio y rentabilidad social, lo que le permitirá sanear sus finanzas, lo que se establecerá en un nuevo plan de negocios que se presentará pronto.

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