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Shell aprueba expansión de LNG Canada a 28 millones de toneladas anuales

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Shell Canada Energy tomó la decisión final de inversión para la Fase 2 de LNG Canada, en Kitimat, Columbia Británica, con la que duplicará la capacidad de producción de la planta, de 14 a 28 millones de toneladas anuales (mtpa).

La expansión contempla la construcción de dos nuevos trenes de licuefacción, un tanque adicional de GNL y otro de condensados, un nuevo atraque de carga y cinco estaciones de compresión para el gasoducto Coastal GasLink, de 670 kilómetros.

Shell posee una participación del 40% en LNG Canada, junto con PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi y KOGAS. Con la ampliación, la compañía espera recibir cerca de 6 mtpa de producción adicional una vez que la Fase 2 entre en operación, prevista para inicios de la década de 2030.

La inversión responde a la estrategia de Shell para fortalecer su portafolio de gas integrado y atender el crecimiento de la demanda de GNL, particularmente en los mercados asiáticos.

De acuerdo con Shell, su perspectiva apunta a un crecimiento de la demanda mundial de GNL de 60% hacia 2040, impulsado principalmente por la sustitución del carbón por gas en Asia.

Petróleo cae tras recuperación de envíos de Arabia Saudita

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Petróleo cae tras recuperación de envíos de Arabia Saudita
Petróleo cae tras recuperación de envíos de Arabia Saudita

Por Itzel Alaniz

Los precios del petróleo iniciaron la sesión con pérdidas luego de que Arabia Saudita logró recuperar cerca de la mitad de su capacidad de envíos petroleros mediante un conducto crucial que permite sustituir el uso del estrecho de Ormuz, de acuerdo con Gabriela Siller, directora de Análisis Económico de Banco Base.

El petróleo WTI (West Texas Intermediate), una de las principales referencias internacionales para el precio del crudo, comenzó la sesión en 90.67 dólares por barril, con una caída de 2.08%. Durante la jornada alcanzó un mínimo de 90.55 dólares por barril, su nivel más bajo desde el 4 de septiembre. Frente al 27 de febrero, el WTI mantiene un avance de 35.26%.

“El Brent empieza la sesión cotizando en 103.38 dólares por barril, con una caída de 1.80%, luego de que ayer ganó 0.92%. Con respecto al 27 de febrero, el Brent acumula un avance de 42.63%”, señaló Siller.

La recuperación de parte de la capacidad de transporte de Arabia Saudita reduce la presión sobre los envíos de crudo ante las dificultades para utilizar el estrecho de Ormuz, una ruta estratégica para el comercio mundial de petróleo.

En el mercado de materias primas, los energéticos también registraron movimientos distintos en el gas natural.

El gas natural en Estados Unidos inició la sesión en 3.11 dólares por millón de BTU, con un avance de 3.60%. El precio mostró un rebote después de caer 6.13% el día anterior, su mayor contracción diaria desde el 9 de julio. Frente al 27 de febrero, acumula un avance de 8.71%.

En Europa, el gas natural cotizó en 69.41 euros por megavatio hora (MWh), con un descenso de 5.49%. A pesar de la baja, el precio acumula un incremento de 116.48% desde el inicio de la guerra.

Los movimientos forman parte del comportamiento reciente del mercado de energéticos, marcado por las condiciones del suministro y las rutas utilizadas para transportar petróleo y gas.

Panorama energético

El estrecho de Ormuz es una de las principales rutas marítimas para el transporte de petróleo. Las dificultades para utilizar esta vía pueden afectar el suministro internacional y presionar los precios del crudo.

Arabia Saudita recuperó cerca de la mitad de su capacidad de envíos petroleros mediante un conducto que permite sustituir el uso del estrecho de Ormuz. Esta infraestructura ofrece una ruta alternativa para el transporte de crudo ante las restricciones en esa vía marítima.

Porto do Açu y Perenco Brasil impulsan proyecto de electrificación offshore

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Porto do Açu y Perenco Brasil firmaron una Carta de Intención para desarrollar el primer proyecto de electrificación de plataformas marinas en la Cuenca de Campos, en Río de Janeiro.

La iniciativa contempla suministrar electricidad desde tierra a las unidades de Perenco en los polos Pargo y Cherne, mediante un cable submarino de 80 kilómetros conectado a una nueva subestación en Porto do Açu.

El proyecto busca reducir las emisiones de carbono de Alcance 1 al sustituir los turbogeneradores utilizados actualmente en las plataformas por electricidad proveniente de la red principal.

El consumo inicial se estima en 35 MW, con potencial para alcanzar 60 MW en cuatro años. Porto do Açu construirá la subestación terrestre y facilitará el derecho de paso para el cable submarino.

El sistema está previsto para comenzar operaciones en el primer trimestre de 2028 y podría incorporar posteriormente energía renovable del mercado libre, como parte de los esfuerzos de descarbonización de las operaciones offshore brasileñas.

NABEP suma concesiones sobre 17 campos y fija la meta de superar 1 millón de barriles por día

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El acuerdo con los Departamentos de Estado y de Guerra de Estados Unidos otorga a NABEP el control operativo del negocio y un plan de inversión cercano a 100,000 millones de dólares. El gobierno estadounidense conserva derechos sobre una participación de 35% y acceso preferente a 20% de la producción.


Pasar de alrededor de 18,000 a más de 200,000 barriles por día con una inversión propia cercana a 1,000 millones de dólares es la trayectoria que North American Blue Energy Partners (NABEP) reporta en Venezuela en alrededor de dos años, periodo en el que, según la compañía, se ubicó como el segundo mayor productor privado de crudo del país.


La empresa está dirigida por Alejandro Betancourt, quien acumula más de 15 años en la industria petrolera venezolana. De acuerdo con NABEP, emplea de forma directa a más de 5,000 personas y sostiene a más de 10,000 trabajadores de empresas contratistas.
El siguiente paso fue un acuerdo con los Departamentos de Estado y de Guerra de Estados Unidos, que da a NABEP el control operativo del negocio, mientras el gobierno estadounidense mantiene derechos sobre una participación de 35% y acceso preferente a 20% de la producción a costo. La Casa Blanca precisó que esa participación corresponde a la Oficina de Capital Estratégico del Departamento de Guerra, en la empresa matriz de NABEP.


Según la Casa Blanca, las autoridades venezolanas otorgaron a NABEP concesiones por 100 años sobre 17 campos petroleros, con reservas probadas de alrededor de 65,000 millones de barriles. La compañía sostiene que, tras estas operaciones, controla los derechos para comercializar más de 65,000 millones de barriles de reservas P1.


NABEP prevé ampliar su operación en el Lago de Maracaibo y la Faja Petrolífera del Orinoco, con la meta de superar 1 millón de barriles por día en el corto plazo. El programa contempla una inversión cercana a 100,000 millones de dólares en capacidad de producción e infraestructura de petróleo y gas y, de acuerdo con lo anunciado, generaría más de 209,000 millones de dólares en ingresos fiscales para el Estado venezolano. La empresa añadió que realizará compras por miles de millones de dólares en infraestructura y equipo a proveedores estadounidenses.


Sobre el potencial del país, Betancourt afirmó que «Venezuela cuenta con abundantes recursos naturales, gente trabajadora y potencial sin explotar».
Con el marco de concesiones y el plan de inversión definidos, el indicador a seguir será el ritmo con el que NABEP convierta el capital anunciado en volumen de producción, con la meta de 1 millón de barriles por día como referencia.

Tamaulipas es el motor energético de México

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Tamaulipas es una de las entidades federativas con mayor oferta bruta de energía y capacidad logística de México. Su colindancia con Estados Unidos y su infraestructura de petrolíferos, gas natural y terminales de almacenamiento la convierten en un eje estratégico para el país.

Walter Julián Ángel Jiménez, secretario de Desarrollo Energético del estado, destacó la urgencia de fortalecer esta condición para responder a la demanda regional. El objetivo es que la abundancia de recursos se traduzca en proyectos viables para los territorios colindantes.

«Tamaulipas tiene un componente muy importante de oferta de energía bruta que lo hace uno de los estados energéticos por excelencia, pero también la posición geográfica que ocupa lo hace un estado con amplias posibilidades para el desarrollo energético y, por supuesto, un estado logístico», afirmó Walter Ángel Jiménez en entrevista con Global Energy.

El funcionario precisó que la estrategia opera bajo las directrices del gobernador Américo Villarreal y en plena sintonía con la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum. La meta central radica en asegurar que la cadena de suministro de combustibles mantenga condiciones óptimas de operación.

Firman acuerdo de simplificación

En ese sentido, el estado marcó un precedente regulatorio al suscribir el primer acuerdo de simplificación administrativa del país en materia de hidrocarburos. Esta medida elimina la duplicidad de trámites y agiliza la integración de las inversiones públicas y privadas.

«Este acuerdo se suma al conjunto de acciones que establece el Gobierno Federal y marca un hito histórico importante por ser la primera entidad federativa que realiza este tipo de actividades», afirmó el titular de Desarrollo Energético.

Ángel Jiménez recalcó que cualquier apertura normativa o proyecto nacional requiere necesariamente la participación activa del territorio donde se ejecutan las obras. Bajo esta perspectiva, Tamaulipas busca que el desarrollo industrial se traduzca en beneficios directos y equitable repartición de la riqueza para la población.

Para cristalizar este marco regulatorio en la práctica diaria del mercado, el sector empresarial local decidió sumarse al esquema gubernamental. Los distribuidores de combustibles respaldaron la iniciativa mediante compromisos directos sobre los márgenes operativos.

“Estamos colaborando porque estamos sacrificando nuestros rendimientos, y este convenio es muy importante para evitar la regulación repetida en el sector federal y local», señaló Juan Nepomuceno Guerra Pérez, presidente de la Asociación de Gasolineros del Centro del Estado.

Desde el ámbito legislativo, la estrategia estatal se complementa con reformas para impulsar la infraestructura digital en los municipios. El Congreso local busca facilitar la instalación de proyectos fotovoltaicos en el sur, eólicos en el norte, gas natural en la Cuenca de Burgos y extracción en aguas profundas frente a Matamoros.

El reordenamiento institucional consolidará al estado como el principal proveedor energético del país, garantizando competitividad y equidad social.

«Contar con trámites más simplificados nos va a generar las inversiones, el empleo y el bienestar que tanto queremos para todos los tamaulipecos», concluyó Francisco Adrián Cruz Martínez, presidente de la Comisión de Energía y Cambio Climático del Congreso.

Talos Energy completa adquisición de activos de aguas profundas en el Golfo de México

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Talos Energy completó la adquisición de activos estratégicos de aguas profundas en el Golfo de México a Shell Offshore, en conjunto con una filial de Ridgewood Energy, por un precio final en efectivo de 420 millones de dólares, incluido un depósito de 42.5 millones de dólares.

La operación incorpora una participación de trabajo del 50% y la operación del campo Coulomb, además de una participación no operada del 25% en la plataforma Na Kika, operada por BP, y cuatro campos asociados.

Talos señaló que los activos permitirán aumentar de inmediato su escala de producción, mejorar los márgenes operativos y fortalecer la generación de flujo de caja libre.

Los resultados de los nuevos activos se reflejarán parcialmente en el tercer trimestre de 2026 y quedarán totalmente consolidados a partir del cuarto trimestre.

La compañía dará a conocer su guía operativa actualizada para 2026 junto con sus resultados financieros del próximo 3 de noviembre.

Iberdrola suma 100,000 clientes eléctricos en España tras acuerdo con Contigo Energía

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Iberdrola acordó adquirir el negocio de comercialización de electricidad de Contigo Energía en España, operación que incorporará más de 100,000 clientes a su cartera comercial, sujeta a las condiciones habituales de cierre regulatorio.

La adquisición forma parte de la estrategia de crecimiento de Iberdrola para impulsar la electrificación de la demanda y fortalecer su presencia en el mercado minorista español mediante ofertas diferenciadas.

Tras la operación, Contigo Energía continuará funcionando como una entidad independiente dentro del Grupo Iberdrola, bajo un modelo similar al aplicado con Niba, marca comercial lanzada por la compañía en junio de 2025.

Iberdrola señaló que la operación busca ampliar su base de clientes y contribuir a acelerar la transición hacia un consumo de energía más limpio, seguro y competitivo.

Brent supera los 107 dólares por barril a causa del conflicto entre EE.UU. e Irán

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Petróleo
Petróleo

Por Itzel Alaniz

El Brent, uno de los principales precios de referencia del petróleo a nivel internacional, superó los 107 dólares por barril debido al conflicto entre Estados Unidos e Irán en el Estrecho de Ormuz, una ruta estratégica para el transporte mundial de petróleo, en un contexto donde crecen las dudas sobre la reapertura del estrecho.

El aumento ocurre después de que el presidente estadounidense Donald Trump rechazara la propuesta presentada por Irán para avanzar hacia un acuerdo que contempla la reapertura del Estrecho de Ormuz. Teherán, por su parte, mantiene sus condiciones para normalizar el tránsito y sostiene que la vía diplomática continúa como la alternativa para resolver el conflicto.

El Brent avanzó inicialmente 1.1%, hasta 105.48 dólares por barril. Sin embargo, este aumento no es exclusivo del Brent. El WTI, que al igual que el Brent también funciona como indicador del precio del petróleo, subió 0.8%, hasta 93.12 dólares por barril. Un petróleo sostenidamente elevado no representa solamente un movimiento dentro del mercado energético; también incrementa los costos de combustible, transporte y producción, y aumenta el riesgo de nuevas presiones sobre la inflación general.

Sergio Cisternas, analista de mercados de EBC Financial Group, explica que, a su juicio, el mercado incorpora nuevamente una prima de riesgo asociada a la oferta energética. Menciona que el problema ya no es solamente el nivel actual del petróleo, sino cuánto tiempo puede mantenerse la incertidumbre sobre una ruta por la que circula una parte importante del comercio mundial de crudo.

“Mientras no exista una solución concreta para Ormuz, cada avance o retroceso diplomático puede traducirse rápidamente en movimientos sobre el petróleo”, señaló.

Asimismo, uno de los puntos a considerar es que esto ocurre en un momento en el que los bancos centrales evalúan la trayectoria de la inflación y sus próximos movimientos de tasas. Si el petróleo y otros costos de energía suben, las empresas pueden gastar más en producir y transportar sus productos. Esos mayores costos podrían provocar aumentos en otros precios y hacer que la inflación continúe alta.

“Veo dos escenarios para el petróleo: si las negociaciones entre Washington y Teherán se deterioran o aumentan las interrupciones al suministro, el Brent podría mantenerse al alza. En cambio, avances diplomáticos que permitan una reapertura efectiva de Ormuz retirarían parte de la prima geopolítica y podrían llevarlo hacia los 100 dólares por barril. Para que el efecto sea permanente, tendría que normalizarse el tránsito”, comentó Cisternas.

En este sentido, el analista prevé las negociaciones como un principal catalizador a corto plazo, pero cualquier incidente relacionado con infraestructura energética o rutas de exportación puede volver a desplazar rápidamente el foco desde la diplomacia hacia el riesgo de suministro.

“En este contexto, el nivel de 100 dólares por barril vuelve a funcionar como una referencia relevante para el mercado. No sólo por su importancia técnica y psicológica, sino porque permanecer por encima de esa zona durante un periodo prolongado aumentaría el riesgo de que el shock energético termine trasladándose nuevamente al resto de la economía”, mencionó.

Emerson construirá nuevo centro de servicios de automatización en Catar

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Emerson anunció la construcción del Emerson Middle East & Africa Service Center, un nuevo centro de operaciones y servicios en la Zona Franca de Umm Alhoul, Catar, que atenderá a clientes industriales de Oriente Medio y África.

La instalación tendrá una superficie de 3,500 metros cuadrados y su primera fase comenzará operaciones en diciembre de 2026, con servicios de sistemas de control, inventario de repuestos y capacitación. El laboratorio de calibración de flujo certificado está previsto para iniciar actividades a principios de 2027.

El proyecto incluirá el primer laboratorio de calibración de flujo certificado de Catar, equipado para trabajar con medidores de gran tamaño destinados a operaciones de alta presión y volumen, lo que permitirá evitar el envío de estos equipos al extranjero.

El centro también ofrecerá integración de sistemas de control distribuido (DCS), soluciones de instrumentación y medición, capacitación mediante skids y distribución de repuestos.

Con esta inversión, Emerson busca fortalecer su presencia regional, reducir interrupciones operativas para sus clientes y contribuir a los objetivos de desarrollo de la Visión Nacional de Catar 2030.