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CFE impulsa modernización de la Central Hidroeléctrica Zimapán, invierte 73 mdd

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Con una inversión de 73 millones de dólares, la Central Hidroeléctrica Ing. Fernando Hiriart Balderrama “Zimapán” ha culminado un proceso de modernización que incrementó su capacidad instalada en 12 megavatios, lo que equivale al consumo de 10,800 hogares. El proyecto busca optimizar la eficiencia operativa, asegurar la disponibilidad del suministro eléctrico y maximizar el aprovechamiento del recurso hídrico.

Durante una visita técnica, la directora general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Emilia Calleja Alor, verificó los avances en la modernización de las Unidades 1 y 2, destacando la importancia de esta central dentro del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

“Con la próxima puesta en marcha de la Central Hidroeléctrica Zimapán, este avance representa un beneficio directo para el sector energético y para el pueblo de México. Este es el legado que vamos a dejar en la CFE”, afirmó a través de la red social X, resaltando los esfuerzos por mejorar la infraestructura energética.

Según información compartida por el personal de la planta durante el recorrido, la eficiencia aumentó de 96.02% a 98.5%, permitiendo una operación más estable y segura. Además, con la modernización de sus transformadores principales, la central ha reducido riesgos de fallas, mejorado su monitoreo en tiempo real y optimizado su seguridad eléctrica.

Ubicada sobre el río Moctezuma, en los límites de Querétaro e Hidalgo, Zimapán forma parte del Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030, un esfuerzo estratégico para garantizar un suministro confiable y sostenible de energía en México.

La central reinició su operación comercial el 15 de abril, como parte de la modernización del sector energético, con un impacto positivo en la generación de energía limpia, clave para fortalecer la infraestructura eléctrica y atender la creciente demanda del país.

Vuelve a Pemex exjefe de PEP, Ángel Cid Munguía

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El ingeniero petrolero Ángel Cid Munguía habría regresado a Pemex como director de Exploración y Producción (PEP) tras la sorpresiva salida de Néstor Martínez, de acuerdo con información de fuentes conocedoras en el asunto, en un movimiento que ocurre mientras la empresa enfrenta dificultades para estabilizar su producción de crudo.

Las fuentes, cercanas al sector, informaron que Martínez dejó PEP el 30 de abril, y algunas señalaron que Cid Munguía asumió el cargo de inmediato, aunque ni Pemex ni la Secretaría de Energía han confirmado la información.

Según fuentes consultadas, Cid Munguía había estado asesorando a la secretaria de Energía, Luz Elena González, antes de su regreso a PEP, mientras que Martínez permanecería en Pemex como asesor del director general.

Este cambio en la estructura de Pemex se da en un contexto de caída en la producción de hidrocarburos, con un descenso del 11.3% anual al cierre del primer trimestre, alcanzando 1.615 millones de barriles por día (bpd). La cifra está lejos de la meta de 1.8 millones de bpd que la presidenta Claudia Sheinbaum ha proyectado para su sexenio.

«Los retrasos en la terminación de pozos y la declinación de campos maduros han sido factores determinantes en la disminución del bombeo», señalaron fuentes del sector, agregando que la empresa continúa enfrentando desafíos financieros debido a su alta deuda y la necesidad de inversión para recuperar la producción.

La situación deja abiertas interrogantes sobre la estrategia que Pemex adoptará para recuperar su producción, en un panorama donde la empresa busca fortalecer su operación y cumplir con los objetivos del gobierno federal en materia energética.

España investiga causas del apagón masivo, aumentan preocupaciones sobre estabilidad eléctrica

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El apagón masivo que llevó el suministro energético a cero en la península ibérica y afectó a otras naciones europeas ha desencadenado una investigación oficial por parte del Gobierno y la Justicia española. Aunque aún no se ha determinado la causa exacta, expertos advierten que el sistema eléctrico mostró señales previas de inestabilidad, con subidas de tensión y cortes de suministro en semanas anteriores.

Uno de los eventos más significativos ocurrió el 22 de abril, cuando un corte eléctrico afectó el servicio ferroviario, dejando varados al menos 10 trenes de alta velocidad en las cercanías de Madrid. Ese mismo día, la refinería de Cartagena de Repsol paralizó operaciones por fallos en el suministro eléctrico, lo que evidenció la fragilidad del sistema.

El ministro de Transporte, Óscar Puente, atribuyó estos fallos a excesos de tensión en la red, explicando que las desconexiones automáticas buscaban proteger las subestaciones. Sin embargo, la Red Eléctrica Española (REE) y el Ministerio de Energía han evitado hacer declaraciones sobre el incidente, lo que ha generado incertidumbre sobre la situación.

El martes, Eduardo Prieto, director de operaciones de REE, descartó que un ciberataque fuera responsable del apagón. No obstante, un juez de la Audiencia Nacional ha abierto una investigación para determinar si la causa del fallo podría estar vinculada a un ataque informático.

Un informe de 2024 de REE ya había advertido que los pequeños generadores de energías renovables estaban aumentando la presión sobre la infraestructura, mientras que Redeia, su empresa matriz, alertó en febrero que el riesgo de cortes de energía va en aumento debido a la reducción de centrales de carbón, gas y nucleares, debilitando la capacidad de equilibrio en la red.

«Esto podría aumentar el riesgo de incidentes operativos que podrían afectar el suministro y la reputación de la empresa», declaró la compañía, subrayando la necesidad de medidas que garanticen estabilidad en el sistema eléctrico.

La investigación continúa y se espera que las autoridades presenten un análisis detallado sobre los factores que llevaron al apagón, mientras expertos insisten en que la modernización de la red y estrategias de ajuste energético serán clave para evitar crisis similares en el futuro.

Hacienda mantiene eliminación del estímulo fiscal a combustibles en México

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La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) ha confirmado, por segunda semana consecutiva, la eliminación del estímulo fiscal aplicado a la gasolina Magna y al diésel, según un decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF).

Con esta medida, los consumidores deberán pagar el 100 % del Impuesto Especial sobre Productos y Servicios (IEPS) en estos combustibles. Desde el 12 de abril, tanto la gasolina Magna como el diésel dejaron de recibir apoyo fiscal, lo que ha impactado el precio final para los usuarios.

De acuerdo con la SHCP, los impuestos aplicables a los combustibles quedan establecidos de la siguiente manera:

  • Gasolina Magna (menor a 91 octanos): 6.45 pesos por litro.
  • Diésel: 7.09 pesos por litro.
  • Gasolina Premium (mayor o igual a 91 octanos): 5.45 pesos por litro, sin estímulo fiscal desde enero.

«La determinación responde a ajustes en la política de estímulos fiscales, con el objetivo de mantener estabilidad financiera y ajustar la recaudación», señaló la dependencia en el comunicado.

El esquema estará vigente del 3 al 9 de mayo de 2025, y se espera que Hacienda evalúe futuras modificaciones en el estímulo fiscal, dependiendo de las condiciones del mercado y las finanzas públicas.

Equinor y Polenergia reciben luz verde para proyecto eólico marino del Mar Báltico

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El parque eólico marino Bałtyk 1, desarrollado por Equinor y Polenergia, ha recibido la decisión ambiental final del Director Regional de Protección Ambiental (RDOŚ) en Gdansk, Polonia. Con una capacidad estimada de hasta 1.560 MW, el proyecto podría convertirse en el mayor parque eólico marino en la parte polaca del Mar Báltico, fortaleciendo la transición energética del país.

Antes de obtener la aprobación, Bałtyk 1 pasó por una evaluación ambiental detallada, que incluyó estudios sobre impacto acústico submarino y riesgo de colisión de aves con aerogeneradores. Según el informe, las soluciones técnicas y organizativas permitirán minimizar los efectos ambientales, asegurando su viabilidad dentro de la estrategia energética nacional.

El proyecto se suma a los esfuerzos conjuntos de Equinor y Polenergia, que también desarrollan Bałtyk 2 y Bałtyk 3, con una capacidad combinada de hasta 3.000 MW, suficiente para abastecer a 4 millones de hogares con energía limpia. La primera electricidad de estos parques se espera para 2027, mientras que Bałtyk 1 participará en la subasta offshore de Polonia en 2025.

Con estos avances, Polonia refuerza su compromiso con el desarrollo eólico marino, integrando infraestructura terrestre en Pomerania y facilitando la conexión del parque a la red nacional mediante la subestación Krzemienica, operada por PSE. El proyecto también impulsará la participación de empresas polacas, consolidando su papel dentro de la transición energética del país.

Southern Energy avanza en la exportación de GNL desde Argentina

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Harbour Energy, en colaboración con Pan American Energy, YPF, Pampa Energía y Golar LNG, ha confirmado el avance del proyecto Southern Energy para la exportación de gas natural licuado (GNL) en Argentina, bajo la Decisión Final de Inversión (FID).

Esta iniciativa forma parte del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y contempla la instalación de dos buques flotantes de licuefacción, el Hilli Episeyo y el MK II, que estarán ubicados en la costa de Río Negro. Con una capacidad de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, el proyecto busca aprovechar los recursos de Vaca Muerta y consolidar a Argentina como un actor relevante en el mercado energético internacional.

El plan prevé que el Hilli Episeyo inicie operaciones a finales de 2027, mientras que el MK II entrará en funcionamiento a finales de 2028. Harbour Energy, que participa con 15 % en la inversión, destinará 100 millones de dólares hasta el inicio de la producción comercial.

Para asegurar el abastecimiento continuo, se construirá un gasoducto dedicado que conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías, facilitando el transporte del gas natural hacia las unidades flotantes de licuefacción.

«Tomar la decisión final de inversión en Southern Energy es un paso clave para Harbour Energy, brindando la oportunidad de generar valor a partir de nuestra extensa posición de recursos en Argentina», declaró Martin Rueda, director de la unidad de negocios de Harbour en el país.

El gobierno argentino ha otorgado al consorcio la autorización para exportar GNL durante 30 años, asegurando un marco estable para el desarrollo del proyecto y facilitando la llegada de nuevas inversiones.

Shell aumenta participación de hasta 61.35% en la plataforma Ursa

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Shell, a través de sus subsidiarias Shell Offshore y Shell Pipeline Company (SPLC), ha completado la adquisición de una participación operativa adicional, perteneciente anteriormente a ConocoPhillips, en la plataforma Ursa, ubicada en el Golfo de México. Con este movimiento, la compañía ha incrementado su participación del 45.39% al 61.35% en uno de los activos más estratégicos de la región.

La transacción, anunciada en febrero de 2025, forma parte de la estrategia de Shell para invertir en proyectos de petróleo y gas rentables, con un enfoque en la eficiencia energética y la reducción de emisiones. Según la empresa, esta decisión permitirá optimizar la producción de líquidos y fortalecer su negocio upstream, asegurando una operación más estable y competitiva.

Además de la ampliación de su participación en la plataforma Ursa, el acuerdo incluye la adquisición de un 11.81% de participación en Ursa Oil Pipeline Company, operada por Shell, así como un 1% de explotación en el prospecto Europa y un 3.5% de interés de regalías primordial (ORRI) en Ursa.

Zoë Yujnovich, directora de Gas Integrado y Upstream de Shell, destacó la importancia de esta inversión para el crecimiento de la compañía. “Esta adquisición nos permite desbloquear más valor de nuestros activos existentes y explorar nuevas oportunidades de expansión en la región”, afirmó.

La plataforma Ursa Tension-Leg Platform (TLP), operada por Shell, cuenta con la participación de BP Exploration & Production (22.69%) y ECP GOM III (15.96%), lo que refuerza su posición como un activo clave en la producción de hidrocarburos.

Con este movimiento, Shell busca fortalecer su infraestructura en aguas profundas, asegurando una producción eficiente y alineada con sus objetivos de sostenibilidad. La compañía continúa apostando por proyectos de alto margen y menor impacto ambiental, consolidando su liderazgo en el sector energético.

EU advierte sanciones a países que adquieran petróleo iraní

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El gobierno de Estados Unidos, encabezado por Donald Trump, ha endurecido su postura contra Irán, advirtiendo sanciones económicas a cualquier país o entidad que continúe comprando petróleo iraní. A través de un comunicado oficial, la administración estadounidense indicó que las medidas buscan frenar el financiamiento de Teherán y su influencia en la región, especialmente en el contexto de las recientes tensiones diplomáticas.

Washington ha reiterado que la estrategia de “máxima presión” tiene como objetivo reducir a cero las exportaciones de crudo iraní y limitar la capacidad del país para desarrollar armas nucleares. De acuerdo con fuentes oficiales, la Casa Blanca también ha impuesto sanciones sobre entidades financieras y compañías involucradas en la comercialización de hidrocarburos iraníes.

Además, el presidente Trump ha señalado que los países que incumplan esta nueva disposición podrían quedar excluidos de acuerdos comerciales con Estados Unidos. “No podemos permitir que el petróleo iraní financie actividades que socavan la estabilidad internacional”, afirmó el mandatario en un discurso reciente.

Por su parte, Irán ha manifestado su rechazo a la medida y ha exigido el levantamiento de sanciones económicas impuestas por Washington. Teherán insiste en que su programa nuclear tiene fines pacíficos y considera que las restricciones buscan debilitar su economía y su papel en el mercado energético global.

El endurecimiento de la postura estadounidense ha generado incertidumbre en los mercados internacionales de energía, mientras analistas advierten sobre posibles repercusiones en la oferta global de crudo y en las relaciones diplomáticas de Estados Unidos con sus aliados comerciales.

SENER habilita ventanilla virtual para trámites tras asumir nuevas facultades

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La Secretaría de Energía (SENER) ha puesto en marcha una ventanilla virtual para la gestión de trámites relacionados con hidrocarburos, en el contexto de la reciente reasignación de funciones tras la absorción de facultades de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Con esta medida, el gobierno busca optimizar los procesos administrativos y centralizar la regulación del sector energético.

La nueva plataforma digital permitirá tramitar autorizaciones de exploración, evaluaciones de contratos de extracción y programas de transición energética, además de facilitar el acceso a información sobre regulaciones vigentes. De acuerdo con la titular de la SENER, Luz Elena González, el objetivo es mejorar la eficiencia operativa del sector sin generar interrupciones. “Con esta ventanilla virtual garantizamos continuidad en los trámites y fortalecemos la coordinación entre instituciones y privados”, señaló la funcionaria.

La absorción de facultades de la CNH y la CRE ha generado inquietudes en el sector privado, ya que algunos especialistas han advertido sobre el impacto que podría tener en la transparencia y la competencia dentro de la industria energética. Sin embargo, la SENER afirma que el proceso de transferencia de expedientes, sistemas y bases de datos se ha realizado de manera ordenada, permitiendo reactivar trámites esenciales.

El nuevo sistema se suma a la estrategia de digitalización gubernamental, con el fin de modernizar los procedimientos administrativos y reforzar el acceso a regulaciones actualizadas en el sector. Con esta medida, la SENER busca consolidar su papel como autoridad reguladora, facilitando el acceso a trámites y promoviendo la autosuficiencia energética en México.

EU y Ucrania firman acuerdo para financiar proyectos estratégicos

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El gobierno de Estados Unidos y Ucrania han firmado un acuerdo que permitirá financiar proyectos relacionados con la extracción de minerales, petróleo y gas en territorio ucraniano. Este pacto, anunciado por el Departamento del Tesoro estadounidense, busca impulsar la recuperación económica de Ucrania tras los efectos devastadores de la invasión rusa iniciada en 2022.

La ministra de Economía de Ucrania, Yulia Svyrydenko, destacó que el acuerdo representa una oportunidad estratégica para ambos países. “El documento en su forma actual es una garantía de éxito para nuestros dos países: Ucrania y Estados Unidos. Ucrania mantendrá la plena propiedad y control de sus recursos naturales”, afirmó Svyrydenko durante su visita a Washington.

El acuerdo incluye la creación de un Fondo de Inversión para la Reconstrucción, que será gestionado de manera conjunta por ambos gobiernos. Este fondo canalizará inversiones hacia sectores clave como la energía, la infraestructura y los minerales estratégicos, esenciales para la recuperación económica de Ucrania y para satisfacer la creciente demanda global de recursos como el litio, el grafito y el titanio.

A pesar de las expectativas positivas, el pacto ha generado críticas por parte de algunos sectores que consideran que podría abrir la puerta a una dependencia excesiva de Ucrania hacia Estados Unidos. Sin embargo, el secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, defendió el acuerdo como un paso hacia la estabilidad económica y política en Europa del Este. “Esta asociación económica posiciona a nuestros dos países para colaborar e invertir juntos, asegurando que nuestros activos, talentos y capacidades mutuos puedan acelerar la recuperación económica de Ucrania”, señaló Bessent.