{"id":18208,"date":"2025-08-06T07:39:14","date_gmt":"2025-08-06T13:39:14","guid":{"rendered":"https:\/\/miranda-partners.com\/news-and-content\/miranda-intelligence\/energy-chatter\/mis-mexico-energy-chatter-aug-6-2025\/"},"modified":"2026-11-05T21:18:25","modified_gmt":"2026-11-06T03:18:25","slug":"mis-mexico-energy-chatter-aug-6-2025","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/news-and-content\/miranda-intelligence\/energy-chatter\/mis-mexico-energy-chatter-aug-6-2025\/","title":{"rendered":"MI's Mexico Energy Chatter - 6 de agosto de 2025"},"content":{"rendered":"<p><strong>Si al principio no tiene \u00e9xito, pruebe con otro plan estrat\u00e9gico de Pemex<\/strong><\/p><p>Funcionarios de la Secretar\u00eda de Energ\u00eda (Sener) presentaron a la administraci\u00f3n de Sheinbaum el nuevo plan estrat\u00e9gico para Pemex, la empresa petrolera m\u00e1s endeudada del mundo, mientras el gobierno busca estabilizar sus finanzas para que pueda ser autosustentable en 2027. Durante su conferencia de prensa matutina, la presidenta se mostr\u00f3 \u2018muy orgullosa\u2019 de este nuevo plan y, al mismo tiempo, prometi\u00f3 seguir apoyando a la empresa. A los observadores de Pemex desde hace tiempo se les puede disculpar por no compartir el entusiasmo de la presidenta: en el pasado se han hecho promesas similares que no se han cumplido. Esperemos, por el bien de M\u00e9xico, que esta vez sea diferente.<\/p><p>Fue el mentor pol\u00edtico y predecesor de Sheinbaum, Andr\u00e9s Manuel L\u00f3pez Obrador, quien en 2019 dijo que Pemex estar\u00eda \u201cpor su cuenta\u201d para 2021. La realidad, incluyendo el COVID-19, se interpuso en el camino, y Pemex pronto renunci\u00f3 a la ambiciosa meta de elevar la producci\u00f3n de crudo a cerca de 2.6 millones de barriles por d\u00eda (bpd) para 2024. Mientras tanto, su administraci\u00f3n invirti\u00f3 miles de millones en proyectos como la refiner\u00eda de Dos Bocas, que a\u00fan no ha entrado en pleno funcionamiento y presumiblemente es enormemente deficitaria. La producci\u00f3n se tambale\u00f3 y la deuda de Pemex sigui\u00f3 aumentando.<\/p><p>Por el momento, la administraci\u00f3n planea recurrir a un fideicomiso de 250.000 millones de pesos (unos 13.350 millones de d\u00f3lares), financiado por bancos comerciales y de desarrollo, que ayudar\u00eda a la empresa en la transici\u00f3n de la ayuda federal. El Gobierno prev\u00e9 que la deuda de la empresa alcance los 88.800 millones de d\u00f3lares a finales de a\u00f1o y los 77.300 millones de d\u00f3lares en 2030.<\/p><p>Pemex se centrar\u00e1 en aumentar la producci\u00f3n de crudo hasta cerca de 1,8 millones de bpd, aportando entre 93% y 95% del consumo nacional. La empresa apuesta por desarrollar el campo Zama en aguas someras y el campo Tri\u00f3n en aguas ultraprofundas, ambos en copropiedad con empresas del sector privado, aunque esos proyectos podr\u00edan empezar a a\u00f1adir algo de producci\u00f3n entre finales de 2028 y 2030. Las nuevas oportunidades de asociaci\u00f3n con Pemex deber\u00edan a\u00f1adir 327.000 bdp de aqu\u00ed a 2030; sin embargo, unos 99.000 bdp provendr\u00edan del desarrollo del cl\u00faster petrol\u00edfero Kayab-Pit-Utsil, un proyecto dif\u00edcil ya que contiene reservas de petr\u00f3leo ultrapesado, algo que Pemex nunca ha hecho antes. Ser\u00e1 crucial encontrar el socio adecuado del sector privado.<\/p><p>De cara al futuro, el plan 2025-2035 prev\u00e9 que Pemex siga explorando oportunidades para desarrollar recursos no convencionales, especialmente de gas natural en el norte. La empresa quiere aumentar su capacidad de refino y petroqu\u00edmica, construir 2,75 GW en plantas de cogeneraci\u00f3n y desarrollar gasoductos de gas natural en el sur.<\/p><p>Los mercados tuvieron una reacci\u00f3n inicial moderada, y Bloomberg se\u00f1al\u00f3 que los bonos 2050 cedieron medio c\u00e9ntimo, aunque la deuda de la empresa es una de las que mejor se comportan en los mercados emergentes, con una rentabilidad de 15% este a\u00f1o, ayudada por el anuncio de P-Caps del mes pasado.<\/p><p>\u00a0<\/p><p><strong><em>Adi\u00f3s<\/em><\/strong><strong>, Iberdrola, buena suerte, Cox Energy<\/strong><\/p><p>En cuesti\u00f3n de pocos d\u00edas, se confirm\u00f3 la rumoreada salida de Iberdrola del mercado mexicano, ya que la empresa anunci\u00f3 que vender\u00eda sus activos restantes en el pa\u00eds por 1.400 millones de d\u00f3lares, incluida la deuda, a la empresa conjunta hispano-mexicana Cox Energy (que cotiza en Madrid y M\u00e9xico, con un valor de mercado de unos 1.300 millones de d\u00f3lares). Esta venta se produjo tras el acuerdo de 2023 para vender 13 centrales de ciclo combinado y un parque e\u00f3lico a un fondo fiduciario respaldado por el Gobierno.<\/p><p>Antes de ese acuerdo, Iberdrola era el mayor competidor de la CFE en el mercado el\u00e9ctrico mayorista, suministrando energ\u00eda a grandes consumidores, aunque s\u00f3lo representaba alrededor de 25% de la energ\u00eda a los 500 principales clientes. Esto, sin embargo, fue suficiente para que la empresa se convirtiera en uno de los villanos favoritos del ex presidente L\u00f3pez Obrador. AMLO destac\u00f3 con frecuencia que el ex presidente Calder\u00f3n se convirti\u00f3 en miembro del consejo de administraci\u00f3n del gigante espa\u00f1ol despu\u00e9s de dejar el cargo.<\/p><p>El gobierno de AMLO tom\u00f3 m\u00faltiples medidas contra Iberdrola y otros productores privados independientes (PPI). El gobierno orden\u00f3 la desconexi\u00f3n de una de sus centrales el\u00e9ctricas en Monterrey en 2021, a lo que sigui\u00f3 el bloqueo del acceso a la red a varias centrales de Iberdrola, la denegaci\u00f3n de permisos para nuevas construcciones y restricciones para a\u00f1adir socios. El desaparecido regulador de la energ\u00eda impuso a la empresa una multa de 9.000 millones de pesos (~$479 millones de d\u00f3lares) -la sanci\u00f3n m\u00e1s elevada de su historia- por supuestas infracciones de las normas del mercado el\u00e9ctrico. Iberdrola se enfrent\u00f3 al gobierno en los tribunales, ganando varios juicios. <em>amparos<\/em> y demandas, pero el bloqueo persisti\u00f3.<\/p><p>La adquisici\u00f3n por parte de Cox Energy incluye 15 centrales el\u00e9ctricas plenamente operativas con m\u00e1s de 2.600 MW de capacidad instalada, de los cuales 1.368 MW corresponden a activos de ciclo combinado y cogeneraci\u00f3n, y 1.232 MW a fuentes renovables como la e\u00f3lica y la solar. Tambi\u00e9n incluye una cartera de proyectos de generaci\u00f3n de m\u00e1s de 12 GW, y el mayor proveedor de electricidad del pa\u00eds a usuarios cualificados, con m\u00e1s de 20 TWh distribuidos a m\u00e1s de 500 grandes clientes.<\/p><p>Gracias a esta operaci\u00f3n, Cox completar\u00e1 su plan estrat\u00e9gico tres a\u00f1os antes de lo previsto (inicialmente proyectado para 2025-2028). Las finanzas pro forma para 2025 estiman unos ingresos de aproximadamente 3.000 millones de euros y un EBITDA de 750 millones de euros, lo que supone triplicar con creces su escala. El precio de compra implica un m\u00faltiplo de 6,5 veces sobre el EBITDA estimado para 2025, lo que indica tanto la escala de la operaci\u00f3n como la generaci\u00f3n de flujo de caja prevista.<\/p><p>Cox tiene previsto invertir m\u00e1s de 10.700 millones de d\u00f3lares en M\u00e9xico entre 2025 y 2030. Esta cifra incluye no s\u00f3lo la adquisici\u00f3n de Iberdrola, sino tambi\u00e9n 1.400 millones de d\u00f3lares en nuevos activos energ\u00e9ticos, hasta 1.500 millones de d\u00f3lares en concesiones de agua y el desarrollo de un nuevo centro de negocios centrado en iniciativas de bienestar social en M\u00e9xico. La estrategia tambi\u00e9n incluye oportunidades de coinversi\u00f3n con la CFE en nuevos proyectos de generaci\u00f3n.<\/p><p><strong>\u00a0<\/strong><\/p><p><strong>Impacto de Pemex en los proveedores internacionales, edici\u00f3n 2T25<\/strong><\/p><ul><li>Weatherford ve signos de estabilizaci\u00f3n en el sector upstream de M\u00e9xico, aunque sigue esperando una fuerte ca\u00edda de los ingresos en 2025. \u201cEn Am\u00e9rica Latina, nuestra visi\u00f3n sobre M\u00e9xico no ha cambiado &#8211; todav\u00eda esperamos que se reduzca alrededor de 60% este a\u00f1o\u201d, dijo el director ejecutivo Girish Saligram durante la llamada de ganancias del segundo trimestre de la compa\u00f1\u00eda. \u201cSin embargo, creemos que la actividad se ha estabilizado y hemos ajustado nuestra estructura de costes en el pa\u00eds\u201d. Weatherford sigue trabajando con Pemex, con la esperanza de un repunte en la segunda mitad del a\u00f1o. \u201cNo vemos una inflexi\u00f3n significativa de aqu\u00ed a final de a\u00f1o\u201d, dijo Saligram. \u201cSiempre hay variaciones de un pozo a otro entre meses o trimestres, pero tenemos esperanzas de mejora, aunque el calendario sigue sin estar claro\u201d. La empresa s\u00f3lo ha recibido pagos \u201cm\u00ednimos\u201d de facturas retrasadas en M\u00e9xico. Saligram a\u00f1adi\u00f3 que cualquier mejora en ese frente favorecer\u00eda el flujo de caja y el capital circulante en el segundo semestre. \u201cNo esperamos que 2025 sea diferente, pero hay una expectativa significativa de pagos de M\u00e9xico, aunque no tenemos una visibilidad precisa\u201d, dijo Saligram.<\/li><li>Halliburton inform\u00f3 de signos de mejora en M\u00e9xico durante el segundo trimestre, aunque las condiciones siguen siendo inestables, dijeron ejecutivos de la empresa. \u201cLos problemas en M\u00e9xico, en mi opini\u00f3n, no est\u00e1n resueltos, por lo que creo que vemos arranques y paradas en M\u00e9xico\u201d, dijo el presidente ejecutivo Jeffrey Miller. Los ingresos en Latinoam\u00e9rica aumentaron 9% en comparaci\u00f3n con el mismo periodo de 2024, impulsados por una mayor actividad en m\u00faltiples l\u00edneas de servicio en M\u00e9xico y Brasil y m\u00e1s trabajos de intervenci\u00f3n de pozos en Argentina. Pero la mayor parte del crecimiento provino de los mercados fuera de M\u00e9xico, donde las operaciones se mantuvieron inconsistentes, dijo la compa\u00f1\u00eda. \u201cCreo que vamos a ver un descenso de las tarifas a un ritmo que crea presi\u00f3n para reactivar el negocio all\u00ed\u201d, dijo Miller. \u201cEl petr\u00f3leo y el gas son obviamente fundamentales para la econom\u00eda de M\u00e9xico, y eso impulsar\u00e1 la recuperaci\u00f3n\u201d.\u201d<\/li><li>Baker Hughes sigue enfrent\u00e1ndose a una baja actividad de exploraci\u00f3n y producci\u00f3n en M\u00e9xico, pero ha encontrado oportunidades de crecimiento abordando los problemas de calidad del crudo. A finales de 2024 y principios de 2025, Pemex se enfrent\u00f3 a problemas de calidad del crudo -en particular, un alto contenido de sal y agua- que interrumpieron las operaciones de refino y exportaci\u00f3n, seg\u00fan fuentes del mercado. Pemex reconoci\u00f3 recientemente que su refiner\u00eda Olmeca de 340.000 b\/d en Dos Bocas estuvo cerrada durante unos tres meses debido a estos problemas de calidad del crudo. El director financiero de Baker Hughes, Ahmed Moghal, declar\u00f3 durante la conferencia sobre los resultados del segundo trimestre de la empresa que M\u00e9xico contribuy\u00f3 a impulsar el crecimiento de sus operaciones en Latinoam\u00e9rica, donde \u201cla actividad de exploraci\u00f3n y producci\u00f3n sigue siendo moderada\u201d, pero hubo \u201cun fuerte crecimiento en el sector qu\u00edmico, a medida que las refiner\u00edas trabajan para hacer frente a los crecientes problemas de calidad del crudo\u201d.\u201d<\/li><li>La actividad de perforaci\u00f3n de Pemex cay\u00f3 a un nuevo m\u00ednimo en el segundo trimestre, lo que pes\u00f3 en los ingresos de SLB, dijeron los ejecutivos de la empresa. \u201cComo hemos comentado antes, a escala internacional, el mercado mexicano ha experimentado una reducci\u00f3n significativa de la actividad debido a la reestructuraci\u00f3n, alcanzando un nuevo m\u00ednimo en t\u00e9rminos de actividad\u201d, dijo el consejero delegado Olivier Le Peuch durante la llamada de resultados del segundo trimestre de la compa\u00f1\u00eda. Le Peuch se\u00f1al\u00f3 que SLB sigue a la espera de que Pemex y el Gobierno mexicano esbocen un plan de recuperaci\u00f3n para el sector upstream, que atraviesa dificultades. \u201cAhora estamos esperando a ver cu\u00e1les son los pr\u00f3ximos pasos que podr\u00edan ayudar a desbloquear el valor de los activos en M\u00e9xico y la din\u00e1mica de Pemex para recuperarse de esto\u201d, dijo. \u201cEstamos preparados\u201d.\u201d<\/li><\/ul><p>\u00a0<\/p><p><strong>En otras noticias sobre energ\u00eda&#8230;<\/strong><\/p><ul><li>El conglomerado mexicano Grupo M\u00e9xico ha dejado de prestar servicios de perforaci\u00f3n a Pemex debido a los persistentes retrasos en los pagos. La divisi\u00f3n de transporte de la empresa registr\u00f3 un descenso interanual del beneficio de 8% en el segundo trimestre, lastrado por la suspensi\u00f3n de cuatro plataformas jack-up -Chihuahua, Zacatecas, Campeche y Tabasco- contratadas por Pemex. \u201cEn el caso de estas cuatro plataformas, dada la situaci\u00f3n actual de Pemex y la falta de pagos a proveedores, nos resulta m\u00e1s favorable mantenerlas en paro temporal que operarlas\u201d, dijo Grupo M\u00e9xico en su reporte de resultados.<\/li><li>El gobierno de M\u00e9xico recaud\u00f3 1.400 millones de d\u00f3lares a trav\u00e9s de notas estructuradas precapitalizadas con vencimiento en 2030, m\u00e1s de lo previsto inicialmente. La operaci\u00f3n ayudar\u00e1 a cubrir el servicio de la deuda y las amortizaciones de Pemex en 2025 y 2026, seg\u00fan la Secretar\u00eda de Hacienda. Las notas estructuradas precapitalizadas podr\u00edan ofrecer a Pemex una financiaci\u00f3n m\u00e1s barata gracias al respaldo soberano. Los repetidos rescates han suscitado preocupaci\u00f3n por el riesgo soberano de M\u00e9xico. De enero de 2019 a junio de 2025, el gobierno federal proporcion\u00f3 a Pemex 1,48 billones de MXN (~US$78,8bn) en capital, exenciones fiscales y otras ayudas, lo que equivale a 623,7 millones de MXN por d\u00eda, seg\u00fan un informe del think tank IMCO.<\/li><li>Pemex confirm\u00f3 que est\u00e1 preparando los t\u00e9rminos de su primera ola de contratos mixtos para asociarse con empresas del sector privado en proyectos de exploraci\u00f3n y producci\u00f3n, como parte de un impulso para aumentar la producci\u00f3n de crudo y gas natural. La empresa ha identificado 11 bloques para su desarrollo bajo el nuevo esquema aprobado por su consejo de administraci\u00f3n, dijo el director de exploraci\u00f3n y producci\u00f3n, \u00c1ngel Cid, durante la presentaci\u00f3n de resultados del segundo trimestre de la empresa. A\u00f1adi\u00f3 que 28 empresas han manifestado su inter\u00e9s. Pemex ofrecer\u00e1 contratos para campos terrestres y marinos, incluidos proyectos en aguas profundas, a empresas que van desde compa\u00f1\u00edas petroleras integradas a medianas y proveedores de servicios petroleros que podr\u00edan presentar ofertas conjuntas, dijo Cid. Los t\u00e9rminos contractuales y las reglas del proceso de selecci\u00f3n para adjudicar estos contratos se anunciar\u00e1n \u201cpr\u00f3ximamente\u201d, a\u00f1adi\u00f3.<\/li><li>La Sener de M\u00e9xico aprob\u00f3 las primeras siete \u00e1reas para asociarse con Pemex bajo los nuevos contratos mixtos, seg\u00fan registros p\u00fablicos. La reci\u00e9n creada Comisi\u00f3n de Asignaciones, Contratos y Permisos aprob\u00f3 la solicitud de Pemex para que la empresa busque socios en siete derechos -uno en fase de exploraci\u00f3n y seis en fase de desarrollo-, seg\u00fan datos de la Secretar\u00eda de Energ\u00eda. El comit\u00e9 aprob\u00f3 la solicitud el 22 de julio y, ese mismo d\u00eda, el subsecretario de Hidrocarburos, Jos\u00e9 Vidal, dio luz verde a las modificaciones, que se hicieron p\u00fablicas ayer. Pemex requiere la confirmaci\u00f3n tanto del comit\u00e9 como del subsecretario antes de decidir c\u00f3mo buscar socios para desarrollar los derechos bajo un contrato mixto, como se indica en la ley del sector de hidrocarburos publicada a principios de este a\u00f1o.<\/li><li>Pemex redujo a casi la mitad los pagos a proveedores en el segundo trimestre, ya que el sector de exploraci\u00f3n y producci\u00f3n sigue sufriendo graves retrasos en la liquidaci\u00f3n de facturas por trabajos realizados en los dos \u00faltimos a\u00f1os. Pemex pag\u00f3 77.900 millones de pesos a proveedores en el segundo trimestre, frente a los 152.000 millones del primer trimestre, seg\u00fan datos de la empresa. Los pagos totales en la primera mitad del a\u00f1o alcanzaron los 230.100 millones de pesos, dijo el director financiero Juan Carlos Carpio. Pemex gast\u00f3 89.400 millones de pesos en inversi\u00f3n durante la primera mitad del a\u00f1o: 72.100 millones en el primer trimestre y s\u00f3lo 17.300 millones en el segundo. La empresa ya ha gastado m\u00e1s de 80% de su capex de upstream para el a\u00f1o.<\/li><li>El conglomerado mexicano Grupo Carso est\u00e1 interesado en asociarse con Pemex bajo el nuevo modelo de contratos mixtos, pero a\u00fan no ha firmado ning\u00fan acuerdo, dijo el director financiero Arturo Sp\u00ednola. \u201cEl grupo s\u00ed est\u00e1 interesado en hacer m\u00e1s negocios con Pemex, aprovechando los contratos mixtos que se est\u00e1n analizando ahora porque, entre otras cosas, hay m\u00e1s posibilidades de garantizar los pagos\u201d, dijo Sp\u00ednola durante la llamada de resultados del segundo trimestre de la compa\u00f1\u00eda. Pemex mencion\u00f3 a Carso como uno de los participantes objetivo de la primera oleada de contratos mixtos, incluida una posible prima de firma de 5.000 millones de d\u00f3lares por una participaci\u00f3n de 30% en el yacimiento terrestre de Ixachi. Pero Spinola ha declarado que no se ha firmado ning\u00fan contrato ni se ha comprometido ninguna inversi\u00f3n. Carso tambi\u00e9n ha sufrido retrasos en los pagos. Pemex debe a la empresa m\u00e1s de 700 millones de USD, algunos de los cuales se remontan a hace dos a\u00f1os, seg\u00fan Sp\u00ednola, y una parte de la deuda no ha sido reconocida oficialmente por Pemex. Alrededor de un tercio de los proyectos de Carso est\u00e1n vinculados a Pemex, principalmente a trav\u00e9s de contratos de servicios petroleros.<\/li><li>El n\u00famero de equipos de perforaci\u00f3n de petr\u00f3leo y gas natural para Pemex se redujo en 54% en junio con respecto al a\u00f1o anterior, lo que refleja el impacto de los recortes presupuestarios de exploraci\u00f3n y producci\u00f3n que comenzaron a finales de 2024 y siguen pesando sobre la producci\u00f3n. Pemex oper\u00f3 27 plataformas en junio, por debajo de las 56 del a\u00f1o anterior, pero 13% por encima de las 24 plataformas de mayo, seg\u00fan muestran los datos de la compa\u00f1\u00eda.<\/li><li>La producci\u00f3n de crudo de M\u00e9xico de los contratos adjudicados entre 2015 y 2018 cay\u00f3 17% en mayo respecto al a\u00f1o anterior y se situ\u00f3 en el nivel m\u00e1s bajo en m\u00e1s de dos a\u00f1os, seg\u00fan los \u00faltimos datos del Fondo Mexicano del Petr\u00f3leo (FMP). La producci\u00f3n de crudo de los contratos cay\u00f3 a 156,430 barriles por d\u00eda (bpd) en mayo desde 208,440 bpd un a\u00f1o antes, muestran los datos. La cifra es la m\u00e1s baja desde marzo de 2022, cuando la producci\u00f3n alcanz\u00f3 los 152.350 bpd. La producci\u00f3n tambi\u00e9n se redujo en 13% respecto a abril.<\/li><li>Pemex acord\u00f3 un plan de pagos para resolver un caso de arbitraje internacional presentado por la empresa anglo-argentina Hokchi, que ped\u00eda una indemnizaci\u00f3n de $253 millones de d\u00f3lares por retrasos en los pagos de las ventas de crudo y gas. Hokchi present\u00f3 el caso ante la C\u00e1mara de Comercio Internacional a finales de 2024, acusando a Pemex de violar dos contratos de venta de su producci\u00f3n de crudo y gas en M\u00e9xico. El 7 de marzo, Pemex y Hokchi llegaron a un acuerdo para un plan de pagos y resolvieron el caso, seg\u00fan el informe de resultados del segundo trimestre de Pemex. La empresa estatal ya ha pagado $97,7 millones de d\u00f3lares en el marco de este plan y ten\u00eda previsto realizar un pago adicional el 14 de julio.<\/li><\/ul><p>\u00a0<\/p><p>Descargar PDF: <a href=\"https:\/\/miranda-partners.com\/wp-content\/uploads\/2025\/08\/8ca5deb7-MI-MxEnergyChatter-080625.pdf\">MI-MxEnergyChatter-080625<\/a><\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>If at first you don\u2019t succeed, try another strategic Pemex plan<\/p>","protected":false},"author":33,"featured_media":18209,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"content-type":"","footnotes":""},"categories":[75],"tags":[],"class_list":["post-18208","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-energy-chatter"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/18208","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/users\/33"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=18208"}],"version-history":[{"count":1,"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/18208\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":18211,"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/18208\/revisions\/18211"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media\/18209"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=18208"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=18208"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/miranda-partners.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=18208"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}