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Equinor suspende proyecto eólico marino en EU

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La compañía noruega Equinor ha suspendido la construcción en alta mar de su proyecto Empire Wind I, ubicado en el estado de Nueva York, tras recibir una orden de suspensión emitida por el Departamento del Interior de Estados Unidos. Esta decisión representa un desafío significativo para la empresa y para la incipiente industria eólica marina en el país.

El proyecto, que cuenta con una capacidad de 810 megavatios y podría abastecer de electricidad a 700,000 hogares al año, había sido aprobado por la administración Biden en noviembre de 2023. Sin embargo, la orden de suspensión surge como parte de una revisión de permisos y arrendamientos de energía eólica marina, instruida por el presidente Donald Trump al asumir nuevamente el cargo en enero.

“Hemos decidido detener la construcción del proyecto en alta mar siguiendo la orden”, declaró un portavoz de Equinor. La empresa también señaló que buscará aclaraciones con las autoridades sobre los motivos de la suspensión, ya que el proyecto había recibido previamente todos los permisos necesarios.

A pesar de la interrupción, Equinor continuará con la construcción de la Terminal Marina del Sur de Brooklyn, una instalación clave para las operaciones y el mantenimiento de energía eólica marina. Este proyecto ha representado una inversión de 2,000 millones de dólares y ha generado más de 1,500 empleos en Estados Unidos.

La suspensión de Empire Wind I pone en evidencia los retos regulatorios que enfrenta la transición hacia energías renovables en Estados Unidos, un sector que había recibido un fuerte impulso bajo el plan de descarbonización de la administración Biden. La industria eólica marina, en particular, se encuentra en un momento crítico, con expectativas de crecimiento y desafíos legales que podrían definir su futuro.

EU anuncia aumento en la producción petrolera del Golfo de México

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El gobierno de Estados Unidos ha anunciado un incremento de 100,000 barriles diarios en la producción de petróleo en el Golfo de México, gracias a la implementación de nuevas directrices energéticas. Este cambio, promovido por el presidente Donald Trump, forma parte de la orden ejecutiva “Liberar la energía estadounidense”, firmada el día de su toma de posesión, el 20 de enero.

El Departamento de Interior detalló que el aumento será posible gracias a un ajuste en la presión permitida en las extracciones, que pasará de 200 psi a 1,500 psi. Según el secretario de Interior, Doug Burgum, esta medida representa un “hito monumental en la consecución del dominio energético estadounidense”.

Burgum destacó que la política traerá consigo costes más bajos, mayor seguridad energética y la creación de nuevos empleos. “Esto se traduciría en un aumento de la producción de más de 100,000 barriles diarios en los próximos diez años. Es posible que se produzcan aumentos adicionales a medida que los operadores faciliten más datos”, señaló el comunicado oficial.

Además, un estudio de la Universidad de Texas estima que en los próximos 30 años, esta política podría permitir la extracción de un 61% más de petróleo, optimizando el desarrollo de cada yacimiento y reduciendo el desperdicio.

En 2024, Estados Unidos alcanzó una producción de 13.2 millones de barriles diarios, de los cuales 1.8 millones provinieron del Golfo de México Este incremento no solo busca consolidar a Estados Unidos como líder en producción energética, sino también mejorar la conservación de recursos y garantizar un uso más eficiente de los pozos existentes.

El anuncio ha generado expectativas en el sector energético, aunque también plantea interrogantes sobre el impacto ambiental a largo plazo. La administración Trump confía en que esta estrategia fortalecerá la independencia energética del país y su competitividad en el mercado global.

Iberdrola avanza en la construcción de su mayor parque eólico marino

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Iberdrola ha instalado el primer monopilote de su parque eólico marino East Anglia Three, ubicado en el Mar del Norte, a 60 kilómetros de la costa del Reino Unido. Este proyecto, que forma parte del complejo East Anglia Hub, representa una inversión de 4,680 millones de euros y se posiciona como el parque más grande de la empresa y el segundo más grande del mundo.

Con una altura de 84 metros, un peso de 1,800 toneladas y un diámetro de 10.6 metros, los monopilotes instalados marcan un récord en la industria de la eólica marina, siendo los más grandes instalados hasta la fecha con un buque autoelevable en Europa. La primera pieza fue fabricada en el astillero de Seanergies en Fene, por Navantia y Windar Renovables, e instalada por Seaway Ventus.

El parque contará con 95 monopilotes, de los cuales 45 serán fabricados por Navantia Seanergies-Windar Renovables y 50 por Haizea. Además, Windar Renovables producirá las 95 piezas de transición, cada una con 20 metros de altura, 8 metros de diámetro y un peso superior a 400 toneladas. Las turbinas, de 14.7 MW cada una, serán suministradas por Siemens Gamesa.

Se espera que el parque esté operativo a principios de 2026, con una capacidad de generación de 1,400 MW, suficiente para abastecer de energía limpia y sostenible a más de 1.3 millones de hogares en el Reino Unido. Este proyecto también contribuirá a la independencia energética del país y apoyará su crecimiento económico.

La construcción de los monopilotes por parte de Navantia-Windar requerirá 900,000 horas de trabajo en un plazo de 15 meses, generando alrededor de 450 empleos directos e indirectos en la industria española. La relación entre Iberdrola y Navantia-Windar, que suma más de una década, ha resultado en contratos por un valor superior a 1,000 millones de euros, con proyectos en Reino Unido, Alemania, Francia y Estados Unidos.

El complejo East Anglia Hub de la compañía energética, iniciado en 2022, agrupa tres proyectos con una capacidad instalada total de 2,900 MW, suficiente para abastecer a 2.7 millones de hogares británicos. Este desarrollo representa más del 7.5% del objetivo de 40 GW de energía eólica marina establecido por el Gobierno del Reino Unido para 2030.

Vitol intensifica compras de petróleo venezolano ante sanciones

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Federico Parra / AFP

Vitol Group ha incrementado significativamente sus compras de crudo venezolano en las últimas semanas, aprovechando la vigencia de una licencia estadounidense que le permite operar en el país sancionado.

La licencia, cuya existencia no había sido previamente divulgada, permite a Vitol transportar petróleo venezolano siempre que cumpla con las sanciones internacionales. “La compañía pretende operar durante el mayor tiempo posible bajo estas condiciones”, señaló una fuente anónima.

La empresa tiene previsto cargar al menos 2.5 millones de barriles de petróleo venezolano este mes, más del doble de lo adquirido en marzo, cuando cargó 1 millón de barriles, según documentos obtenidos por Bloomberg, El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, ha intensificado la presión sobre el gobierno de Nicolás Maduro, al que considera una “amenaza extraordinaria” para la seguridad nacional.

Como parte de esta estrategia, se han revocado licencias de empresas extranjeras como Chevron, Repsol y Eni, que operan activos en Venezuela. A diferencia de estas compañías, Vitol no posee infraestructura en el país, lo que le permite continuar comerciando hasta el 27 de mayo, fecha límite establecida por el Departamento del Tesoro.

Además de adquirir crudo, Vitol está suministrando nafta pesada, un insumo clave para diluir el petróleo venezolano y mantener el flujo de los pozos. Según los datos, el buque VS Progress entregará 300,000 barriles de petróleo pesado Blend 22 a una refinería en Texas en los próximos días, mientras que otros buques, como el Cape Tees, están listos para cargar cargamentos adicionales.

Este aumento en las compras subraya la importancia del petróleo venezolano como una fuente clave de ingresos para el gobierno de Maduro, incluso en medio de sanciones internacionales. Sin embargo, también plantea interrogantes sobre el impacto de estas operaciones en el panorama energético global y las relaciones diplomáticas entre Estados Unidos y Venezuela.

YPF invierte 3,000 mdd para megaproyecto en Vaca Muerta

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El desarrollo acelerado de Vaca Muerta y el fin del cepo cambiario en Argentina han impulsado un ambicioso proyecto logístico que busca reducir hasta un 40% los costos operativos de las petroleras en la región. Este plan, liderado por YPF y la firma TBSA, contempla una inversión de 3,000 millones de dólares y se apoya en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

El proyecto incluye la construcción de un tren Norpatagónico, un Parque Logístico Lineal (PLL), un hub multimodal y un aeropuerto internacional en Añelo, epicentro de Vaca Muerta. El tren conectará Rincón de los Sauces en Neuquén con Paso Córdoba en Río Negro, extendiéndose hacia Bahía Blanca y Zapala. Cada 25 kilómetros se establecerán mini hubs logísticos con playas de descarga de arenas, insumo clave para la producción de hidrocarburos no convencionales.

Según Sebastián Cantero, CEO de TBSA, este sistema permitirá a las compañías reducir costos y minimizar pérdidas asociadas al traslado de materiales. Actualmente, el transporte de arena se realiza principalmente por carretera, un método considerado ineficiente. «No podemos esperar al Estado para resolver esto», afirmó Cantero, destacando la necesidad de infraestructura moderna.

El proyecto cuenta con el respaldo de la provincia de Neuquén, que lo ha declarado de «interés provincial» por su impacto positivo en la economía regional. Además, existen fondos internacionales listos para ser desembolsados una vez garantizada la operación.

El hub multimodal, ubicado en Loma Campana, incluirá áreas de descarga, acopio y maniobras, además de oficinas. Por otro lado, el aeropuerto internacional estará diseñado para recibir aviones de gran tamaño, agilizando el transporte de repuestos y maquinaria, lo que podría evitar pérdidas millonarias en caso de interrupciones operativas.

El desarrollo de infraestructura también contempla el primer hotel de lujo en la región, el Howard Johnson Spa & Convention Center Vaca Muerta, que busca atender el creciente déficit habitacional generado por el auge de la actividad en Vaca Muerta.

Eni confirma hallazgo de petróleo en Namibia

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The ENI SpA logo sits on the company's headquarters in Rome, Italy, on Friday, Jan. 20, 2012. The Italian government plans to force Eni SpA, the country's biggest oil company, to sell its 5.9 billion euro ($7.6 billion) stake in natural-gas distribution network Snam Rete Gas SpA to boost competition. Photographer: Alessia Pierdomenico/Bloomberg

Eni, a través de su participación en Azule Energy, ha confirmado los resultados preliminares del pozo Capricornus 1-X, ubicado en la Orange Basin frente a la costa de Namibia. Este descubrimiento, realizado bajo la Licencia de Exploración Petrolera 85 (PEL85), representa un avance significativo en la evaluación del potencial de hidrocarburos en la región.

El pozo, perforado con el buque Noble Venturer, alcanzó su profundidad total el 2 de abril de 2025, tras haber iniciado operaciones el 17 de febrero. Durante la perforación, se identificaron 38 metros de área neta con propiedades petrofísicas favorables y sin contacto con agua. Además, se recolectaron muestras de hidrocarburos y núcleos laterales mediante un programa intensivo de registro con cable.

En la prueba de producción, el pozo logró un caudal restringido de más de 11,000 stb/d con un estrangulador de 40/64 pulgadas. El petróleo ligero, con una calidad de 37° API, presentó un contenido limitado de gas asociado, menos del 2% de CO2 y ausencia de sulfuro de hidrógeno. Las muestras recolectadas serán sometidas a análisis de laboratorio para evaluar las características del yacimiento y respaldar decisiones futuras de desarrollo.

El pozo será taponado y abandonado temporalmente, mientras se evalúan los próximos pasos en la estrategia de exploración. Este descubrimiento subraya el potencial de la Orange Basin como una región clave para la industria de hidrocarburos y refuerza la colaboración entre operadores internacionales y actores locales.

Pemex se alinea a plan para reducir la quema de gas hacia 2030

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El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), el Dr. Víctor Rodríguez Padilla, llevó a cabo la firma de la carta de adhesión a la iniciativa internacional “Cero Quema Rutinaria para 2030” (ZRF), administrada por la Alianza Global Flaring and Methane Reduction (GFMR) y respaldada por el Banco Mundial.

Esta iniciativa exige a las empresas y gobiernos evitar la quema rutinaria de gas en cualquier nuevo desarrollo de campos petroleros, así como eliminar esta práctica en los sitios de producción existentes antes de 2030.

De acuerdo con el comunicado, Pemex incluyó esta iniciativa como parte de su Plan de Sostenibilidad 2024, donde ya contemplaba acciones dirigidas a la reducción de gases de efecto invernadero, reforzando así su compromiso de alinearse con los objetivos establecidos en el Acuerdo de París y las contribuciones nacionalmente determinadas por México desde su adhesión a la iniciativa en 2016.

Por su parte, la Alianza GFMR, con el objetivo de apoyar esta iniciativa, proporciona financiamiento, asesoramiento técnico y fortalecimiento institucional, con la intención de reducir las emisiones de metano y fomentar prácticas sostenibles dentro de la industria energética.

Inicia buque transito a Brasil para proyecto clave de Petrobras

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El buque de perforación Tidal Action, construido por la compañía surcoreana Hanwha Ocean, se embarcó desde Corea del Sur hacia Brasil para llevar a cabo su primera operación en el campo Roncador, uno de los activos clave de la petrolera estatal Petrobras.

Este hito marca la entrada oficial de Hanwha Ocean al mercado de perforación en aguas ultra profundas, un segmento competitivo y estratégico en la industria energética global. El Tidal Action destaca por su capacidad para perforar hasta 12 kilómetros de profundidad en aguas de hasta 3.6 kilómetros.

La primera operación del Tidal Action iniciará en el tercer trimestre de 2025 en virtud de un contrato de 500 millones de dólares, firmado entre Hanwha Drilling, Petrobras y el socio estratégico Constellation Oil Services Holding, quien actúa como administrador externo del buque. Este acuerdo tendrá una duración inicial de 30 meses, con opciones de extensión, consolidando el compromiso de Hanwha Drilling con proyectos de gran escala.

Según declaraciones del director ejecutivo de Hanwha Drilling, Clay Coan, este buque representa el esfuerzo colectivo de los empleados y socios de la empresa, calificándolo como una plataforma que podría convertirse en una de las de mejor desempeño a nivel mundial.

Estabilidad económica pese a baja en el precio del petróleo: Sheinbaum

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Foto: Presidencia

La presidenta Claudia Sheinbaum destacó que, a pesar de la reciente baja en el precio del petróleo, la economía mexicana se mantiene estable gracias a los mecanismos financieros implementados para proteger el presupuesto federal. Durante su conferencia matutina, Sheinbaum explicó que estos mecanismos funcionan como un «seguro» frente a caídas abruptas en los ingresos petroleros, lo que ha permitido mitigar el impacto de la volatilidad en los precios internacionales.

Según la mandataria, el precio estimado del barril de petróleo incluido en la Ley de Ingresos se encuentra dentro de los márgenes previstos, lo que ha evitado problemas significativos en el presupuesto. Este enfoque, aseguró, refleja la solidez de las políticas económicas implementadas para enfrentar los desafíos externos.

Sheinbaum subrayó que, aunque los precios del petróleo han disminuido, las medidas adoptadas han sido efectivas para garantizar la estabilidad económica del país, destacando la importancia de mantener estrategias financieras que permitan enfrentar escenarios adversos en el mercado energético global.

Shell abandona proyectos de gas en Colombia

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La empresa británica de petróleo y gas Shell ha decidido retirarse de tres importantes proyectos de gas natural costa afuera en el Caribe colombiano, informó la estatal Ecopetrol. Este movimiento está vinculado a una reestructuración de la estrategia global de Shell, que busca recortar costos y centrar su enfoque en el mercado de gas natural licuado (GNL), lo que podría transformar el panorama energético en la región.

Según Ecopetrol, Shell tomó esta decisión como parte del manejo integral de su portafolio, enfocado en mejorar su rentabilidad y alinear sus operaciones a nuevas prioridades estratégicas. Desde 2020, Shell poseía el 50% de participación en estos proyectos, mientras que el otro 50% estaba en manos de Ecopetrol, quien ahora deberá encontrar nuevos socios para garantizar la continuidad de las operaciones.

Estos proyectos nacieron tras el descubrimiento en 2017 de un yacimiento de gas considerado como el «más grande en 28 años» en territorio colombiano, una promesa para impulsar la independencia energética del país. Sin embargo, los cambios en las políticas energéticas bajo la administración del presidente Gustavo Petro, incluyendo la suspensión de varios contratos de exploración de hidrocarburos en 2024 en favor de energías renovables, han generado incertidumbre en el sector y podrían haber influido en la decisión de Shell.

La estrategia de la administración Petro busca que Ecopetrol se convierta en un actor clave en la transición hacia fuentes de energía renovable. No obstante, críticos y expertos en la industria advierten que estas políticas podrían desalentar las inversiones extranjeras en el país, afectando el desarrollo de importantes proyectos energéticos.

Ecopetrol enfrenta ahora el reto de encontrar socios estratégicos que permitan dar continuidad a los planes de exploración y explotación de estos recursos, fundamentales para el suministro energético nacional y la diversificación de su portafolio.