Interrogado sobre esta problemática que ha generado tensiones incluso en el Senado de la República, Romero Oropeza respondió de forma tajante: “No quiero ser grosero”, evitando así dar mayores declaraciones sobre el tema.

De acuerdo con legisladores, los pasivos de Pemex ascienden a aproximadamente 506 mil millones de pesos, y algunos senadores han solicitado que el ex director rinda cuentas sobre la acumulación de esta deuda durante su administración, la cual concluyó en 2023.

Ante la presión, Romero Oropeza defendió brevemente su actuar al señalar que “hasta donde me dieron las fuerzas hice mi mejor esfuerzo”, en referencia al cumplimiento de los compromisos financieros de la empresa. No obstante, reiteró que no profundizará sobre el estado financiero de Pemex, pues su atención está centrada en sus actuales funciones en el Infonavit.

“En este momento estoy enfocado en mi responsabilidad aquí, en Infonavit”, señaló el funcionario, cerrando cualquier posibilidad de ahondar en los señalamientos.

La falta de respuestas por parte de Romero Oropeza se suma a la creciente preocupación entre empresarios y contratistas que aseguran haber enfrentado severos retrasos en los pagos por parte de Pemex, lo cual ha generado afectaciones en distintos sectores vinculados a la industria energética.

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Así lo dio a conocer el director del Infonavit, Octavio Romero Oropeza, durante la conferencia de prensa “Mañanera del Pueblo”, donde explicó que esta medida forma parte de una estrategia integral para atender el problema de la vivienda desocupada o vandalizada en el país.

De acuerdo con el funcionario, hasta junio de 2025 se ha censado un total de 168 mil viviendas en situación problemática, lo que representa un 20% del total del inventario nacional. El diagnóstico se ha realizado en conjunto con la Secretaría del Bienestar.

Romero Oropeza detalló que 145 mil de estas casas están actualmente habitadas por personas que dejaron de pagar su crédito o por ocupantes irregulares, mientras que otras 23 mil se encuentran completamente abandonadas o han sido vandalizadas.

“La instrucción de la presidenta Claudia Sheinbaum es hablar con cada uno de estos ocupantes y buscar una solución. Si hay ocupantes irregulares, no los vamos a sacar, pero les vamos a advertir que si no se regularizan, nunca serán dueños del inmueble”, subrayó Romero.

El programa propuesto contempla un esquema de renta con opción a compra a precios accesibles, abierto incluso a quienes no están afiliados al Infonavit. La iniciativa busca tanto reducir la invasión irregular como rehabilitar viviendas abandonadas para reincorporarlas al mercado habitacional.

En cuanto a los propietarios originales que abandonaron sus casas por falta de servicios, lejanía a centros de trabajo o créditos impagables, Romero indicó que también se trabaja en una solución.

“Queremos regularizar a estas personas. En caso de que las viviendas aún tengan dueños, se reprogramará su crédito o se buscará reponer su vivienda. Hay mucha vivienda abandonada que se va a rehabilitar para darle orden a este desastre”, afirmó.

El programa aún no tiene fecha de inicio, pero se espera que forme parte de las primeras acciones del nuevo gobierno en materia de vivienda social.

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Octavio Romero Oropeza, director general de PEMEX, explicó que Sitio Grande se explora bajo el mismo concepto que campos como Ixachi y Tupilco, donde se han descubierto reservas significativas a grandes profundidades. En este caso, el objetivo se encuentra a más de 8 mil metros de profundidad, y su desarrollo podría facilitarse gracias a la infraestructura cercana para la producción temprana.

El éxito de Sitio Grande podría derivar en la perforación de hasta 14 pozos adicionales en la misma región, lo que fortalecería el descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos en áreas que hasta ahora no habían sido exploradas. Esto es clave para la estrategia de PEMEX, que busca maximizar los recursos petroleros nacionales mediante la expansión de proyectos en tierra firme.

La perforación en Sitio Grande comenzó en febrero de 2024, y Renato Gamiño Ramos, gerente de PEMEX, indicó que la producción podría iniciar el 3 de enero de 2025 si se confirman los resultados esperados.

Además, la actual administración ha optimizado los tiempos de perforación en campos profundos, logrando reducir los tiempos de trabajo a 98 días, lo que representa una mejora significativa en comparación con administraciones anteriores.

Este proyecto es uno de los 11 prospectos adicionales que PEMEX está explorando en la región, con un recurso asociado estimado en 800 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que refuerza el potencial de crecimiento en la producción de hidrocarburos en áreas terrestres clave del país.

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha aprobado las modificaciones solicitadas por PEMEX Exploración y Producción (PEP), y ha celebrado estos cambios debido a la significativa cantidad de gas natural en el campo. Se espera extraer 53,270 barriles diarios de condensado y 662.15 millones de pies cúbicos diarios de gas.

“El campo Bakté es uno de los descubrimientos más relevantes en términos de gas. La producción alcanzará más de 600 millones de pies cúbicos diarios, lo que equivale al 15% de la producción nacional y cubrirá las necesidades de 10 centrales eléctricas. Este es un avance realmente significativo,” afirmó el comisionado Héctor Moreira Rodríguez.

El campo Bakté se ubica en el municipio de Centro, Tabasco, y forma parte de la Asignación AE-0146-2M-Comalcalco, el nuevo plan incluye la perforación de nueve pozos adicionales, la terminación de 13 pozos, la construcción de cuatro instalaciones y la instalación de 10 ductos.

Con las modificaciones propuestas, el costo total de este proyecto asciende a mil millones 160 mil dólares, lo que representa un incremento de 653.37 millones de dólares en comparación con el programa vigente.

“Es loable lo que está haciendo PEMEX, los felicito por esta labor tan importante, aún en el último momento no se está menguando el esfuerzo. Eso de pretender aprovechar el gas en su totalidad es una cosa muy plausible porque se trata de una región muy importante”, indicó el comisionado Baldemar Hernández Márquez.

Cabe mencionar que las actividades se desarrollarán entre septiembre de 2024 y agosto de 2025, con el objetivo de recuperar 12.55 millones de barriles de condensado y 151.48 mil millones de pies cúbicos de gas, un incremento significativo respecto al programa original.

“Con estas modificaciones se daría una producción entre seis y siete veces más que lo que se tenía programado”, destacó el comisionado José Alfonso Pascual, quien además dijo que el desarrollo de este proyecto está vinculado a la puesta en marcha de la refinería Olmeca, por lo que destacó la cohesión y congruencia en las inversiones, así como la buena operación tanto de la exploración y la producción.

Ante la importancia que tiene este desarrollo, los comisionados se comprometieron a dar seguimiento al avance de las actividades en este campo y tener una supervisión muy puntual.

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha aprobado las modificaciones solicitadas por PEMEX Exploración y Producción (PEP), y ha celebrado estos cambios debido a la significativa cantidad de gas natural en el campo. Se espera extraer 53,270 barriles diarios de condensado y 662.15 millones de pies cúbicos diarios de gas.

“El campo Bakté es uno de los descubrimientos más relevantes en términos de gas. La producción alcanzará más de 600 millones de pies cúbicos diarios, lo que equivale al 15% de la producción nacional y cubrirá las necesidades de 10 centrales eléctricas. Este es un avance realmente significativo,” afirmó el comisionado Héctor Moreira Rodríguez.

Campo Bakté recibe inversión de mil MDD

El campo Bakté se ubica en el municipio de Centro, Tabasco, y forma parte de la Asignación AE-0146-2M-Comalcalco, el nuevo plan incluye la perforación de nueve pozos adicionales, la terminación de 13 pozos, la construcción de cuatro instalaciones y la instalación de 10 ductos.

Con las modificaciones propuestas, el costo total de este proyecto asciende a mil millones 160 mil dólares, lo que representa un incremento de 653.37 millones de dólares en comparación con el programa vigente.

“Es loable lo que está haciendo PEMEX, los felicito por esta labor tan importante, aún en el último momento no se está menguando el esfuerzo. Eso de pretender aprovechar el gas en su totalidad es una cosa muy plausible porque se trata de una región muy importante”, indicó el comisionado Baldemar Hernández Márquez.

Cabe mencionar que las actividades se desarrollarán entre septiembre de 2024 y agosto de 2025, con el objetivo de recuperar 12.55 millones de barriles de condensado y 151.48 mil millones de pies cúbicos de gas, un incremento significativo respecto al programa original.

“Con estas modificaciones se daría una producción entre seis y siete veces más que lo que se tenía programado”, destacó el comisionado José Alfonso Pascual, quien además dijo que el desarrollo de este proyecto está vinculado a la puesta en marcha de la refinería Olmeca, por lo que destacó la cohesión y congruencia en las inversiones, así como la buena operación tanto de la exploración y la producción.

Ante la importancia que tiene este desarrollo, los comisionados se comprometieron a dar seguimiento al avance de las actividades en este campo y tener una supervisión muy puntual.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Desde febrero de 2022, PEMEX inició la renovación de su parque vehicular, incorporando inicialmente 30 unidades nuevas que cumplen con estándares tecnológicos avanzados para reducir emisiones contaminantes y mejorar la eficiencia en el transporte. A día de hoy, estas 1,800 pipas permiten a la petrolera trasladar hasta 685 mil barriles de combustibles diariamente, un aumento del 117% en la capacidad instalada comparado con 2021.

Esta renovación no solo ha significado un incremento en números, sino también en calidad operativa. Actualmente, el 95% de los autotanques están en operación activa, lo que representa una mejora considerable respecto a las 700 unidades funcionales en 2021. Este avance ha sido posible gracias a la implementación de un riguroso programa de mantenimiento, con más de 118 mil servicios realizados desde el inicio del proyecto.

Adicionalmente, el esfuerzo por optimizar la logística se complementa con la creación del Centro de Capacitación y Adiestramiento para Operadores de Transporte (CCAOT) en 2019, y el Centro de Monitoreo para Autotanques (CEMOAT), que supervisa de manera continua la operación de las unidades. Estas iniciativas están alineadas con el compromiso de PEMEX de reducir los costos de operación y mitigar el impacto ambiental.

De manera paralela, en colaboración con la Secretaría de la Defensa Nacional (SEDENA), PEMEX opera otras 637 pipas bajo el PLAN DN-III-E, destinadas a la distribución de hidrocarburos entre terminales de abastecimiento. Esta estrategia, además de combatir el robo de combustible, busca hacer más seguras las carreteras y optimizar los tiempos de carga y descarga.

El fortalecimiento de la flota de PEMEX es un reflejo de la apuesta de la administración actual por modernizar y eficientar uno de los eslabones más críticos de la cadena de valor de los hidrocarburos en México. Sin embargo, el verdadero desafío será mantener la sostenibilidad de estos avances en un entorno de creciente demanda energética y presión regulatoria.

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“Hay un contraste al haber desarrollado durante esta administración 54 nuevos campos, 31 marinos y 23 terrestres, en comparación con los 8 campos que se desarrollaron en la administración anterior. Es decir, casi seis veces más”, destacó el director general de PEMEX, Octavio Romero Oropeza.

El directivo destacó que la intensidad en la ejecución de los nuevos desarrollos se refleja en un aporte de más de 560 mil barriles diarios, equivalentes a más de la tercera parte de la producción total actual, mientras que, los ocho campos desarrollados en el sexenio previo aportaron 99 mil barriles diarios.

“Todo ello ha permitido que hoy, la tercera parte de nuestra producción provenga de los nuevos campos incorporados. Ello ha implicado una sustantiva reducción en el tiempo que transcurre entre el descubrimiento y el desarrollo de un campo, pasando en promedio de 60 a 12 meses, es decir, a la quinta parte del tiempo”, aseguró el funcionario.

Entre las acciones que han permitido acelerar la producción destaca la perforación de un mayor número de pozos, los cuales ahora son más profundos y de mayor complejidad, así como la construcción de estructuras marinas ligeras y relocalizables, que han disminuido tiempos, costos y recursos.

También se han instalado un mayor número de ductos, incorporándose un total de mil 367 kilómetros, además se diseñaron polos de desarrollo o “clusters” que permiten aprovechar la infraestructura existente y optimizar inversiones.

En estos seis años la petrolera adquirió 18 nuevos equipos de perforación y modernizó 15 equipos existentes, además de adoptar prácticas de producción temprana en pozos marinos y terrestres.

Todo lo anterior permitió que, durante el segundo trimestre de 2024, la producción total se ubicara en un promedio de 1.78 millones de barriles diarios, lo cual, aseguró Romero Oropeza que está en concordancia con la línea estratégica de producir el volumen suficiente de petróleo para satisfacer la demanda del sistema de refinerías.

“PEMEX se encuentra lista para enfrentar nuevos retos, toda la cadena de valor presenta cambios muy relevantes respecto a la condición en la que se recibió. Con los esfuerzos realizados, hoy tenemos una empresa productiva del Estado más fuerte, con mejor infraestructura y con perspectivas positivas”, concluyó el director general.

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Romero Oropeza destacó que recibieron a PEMEX con una deuda de 132.3 mil millones de dólares, reduciéndola a 99.4 mil millones de dólares, subrayando que “hoy Pemex debe menos y vale más por el rescate de sus activos”.

Además, respondió a quienes califican a la petrolera como una empresa quebrada y sumamente endeudada, explicando que desde el primer día de la actual administración se implementó una estrategia integral para “rescatarla” de la crisis operativa, revertir su situación en el menor plazo posible y sentar las bases para su crecimiento futuro.

El director general informó que durante otros sexenios, la petrolera se utilizaba para obtener recursos ilimitadamente, pero en esta administración se enfocaron en reducir la carga fiscal que presionaba a la empresa y en transferir fondos para disminuir su deuda e incrementar su infraestructura.

La primera acción fue reducir el Derecho de Utilidad Compartida (DUC), el impuesto más fuerte, del 65% al 30%.

Los apoyos del Gobierno Federal a la petrolera ascendieron a poco más de un billón de pesos, pero la empresa aportó a las arcas federales 4 billones 142 mil millones de pesos, resultando en una contribución neta de 3 billones 128 mil millones de pesos.

De los fondos recibidos, 624 mil millones de pesos se destinaron a amortizar la deuda, mientras que los restantes 390 mil millones se usaron para construir la Refinería Olmeca, adquirir la Refinería Deer Park y rehabilitar el Sistema Nacional de Refinación.

Además, se recuperaron plantas de fertilizantes y se adquirió una planta de hidrógeno en la Refinería Madero.

Romero Oropeza concluyó al rechazar la idea de que PEMEX sea un barril sin fondo.

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Según las cifras de la petrolera, en el mismo periodo, la producción de gasolinas promedió un total de 291 mil 500 barriles por día (Mbd), lo que significó un aumento de 13%, comparada con los 258 mil 500 que se produjeron en el mismo periodo del año anterior.

“En un entorno de cambio de administración, la plataforma de arranque para el siguiente sexenio resulta sólida. (…) No es exagerado hablar de rescate, pues desde muchas lecturas la condición prevaleciente en 2018 era precaria tanto en lo sustantivo como lo financiero”, destacó el director general de PEMEX, Octavio Romero Oropeza.

Cabe mencionar que, a lo largo del sexenio, el aumento en la refinación ha sido sostenido, tan sólo de abril a junio de 2024, la elaboración de productos petrolíferos en total promedió 873 mil barriles por día, lo que significó un incremento de 6.3% o 52 mil barriles diarios más, comparado con el mismo periodo de 2023.

Además, durante el segundo trimestre del año, la producción se compuso en promedio de 269 mil barriles de gasolinas, 164 mil de diésel, 30 mil de turbosina y 410 Mbd de otros petrolíferos y gas LP.

En este sentido, el mayor procesamiento tuvo un impacto en la comercialización, ya que, durante el segundo trimestre de 2024, la empresa registra un fuerte crecimiento de sus ventas internas respecto de lo observado el año pasado.

Las ventas de gasolinas se ubicaron en un promedio de 680 mil barriles diarios durante el segundo trimestre de este año, un crecimiento de 5.6% respecto del mismo periodo del año anterior; por su parte, las ventas de diésel promediaron 323 Mbd, un crecimiento de 15.8% respecto del mismo periodo del año anterior; y finalmente las ventas de turbosina se incrementaron en 4.4 % para el periodo reportado.

Cabe mencionar que PEMEX es la empresa con el mayor volumen de ventas en el país, en donde sus ventas internas anuales representan el 4% del Producto Interno Bruto (PIB).

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