La petrolera estatal venezolana PDVSA desplegó brigadas de emergencia para contener dos derrames de crudo registrados en las inmediaciones de la refinería Cardón, en el estado Falcón. Los incidentes se produjeron en el Golfete de Coro, tras reportes de pescadores locales sobre la presencia de hidrocarburos en el agua.
El primer derrame ocurrió la noche del miércoles en Tiguadare, municipio Carirubana, donde un documento interno de PDVSA calificó la fuga como “moderada”. El informe señaló que el incidente se originó en el oleoducto LOL y recomendó suspender el bombeo para evitar mayores daños ambientales.
La segunda filtración se reportó la mañana del jueves en el municipio Miranda, frente a Cardón, también vinculada al mismo oleoducto. Según otro documento, el derrame fue de características similares y se encuentra bajo control de equipos de contención desplegados en la zona.
Hasta ahora, PDVSA no ha emitido comentarios oficiales sobre la magnitud de los derrames. Una fuente consultada indicó que la refinería Cardón puede recibir crudo por barco o a través de su vecina refinería Amuay, lo que permitiría mantener la operación mientras se atienden los daños.
El oleoducto LOL abastece de crudo a Cardón desde el estado Zulia, una de las principales regiones productoras del país. La situación ha generado preocupación en comunidades pesqueras locales, que advierten sobre posibles impactos en la actividad económica y ambiental del Golfete de Coro.
El sector energético en México requerirá inversiones estimadas de entre 9,690 y 18,000 millones de dólares hacia el año 2030, provenientes de esquemas de financiamiento públicos y privados, para desplegar la infraestructura de Sistemas de Almacenamiento de Energía que exige el Sistema Eléctrico Nacional, de acuerdo con Ayalli Gurría Gallardo, Directora Comercial de la empresa almacenados de energía Quartux.
Esta inyección de capital resulta indispensable para integrar, de manera segura y eficiente, la nueva capacidad de generación de fuentes renovables contemplada en el Plan de Inversión en Infraestructura para el Desarrollo con Bienestar 2026-2030. El despliegue de esta tecnología permite mitigar la intermitencia inherente a estas fuentes de energía y garantiza la estabilidad operativa de la red nacional ante las crecientes demandas de consumo industrial y residencial.
«Los Sistemas de Almacenamiento Energético (SAE) actúan como el puente técnico y financiero entre el objetivo de inversión anunciada por la Presidencia y la realidad operativa del Sistema Eléctrico Nacional«, afirmó Ayalli Gurría Gallardo en entrevista con Global Energy.
Quartux es una empresa especializada en el almacenamiento energético en México, la cual opera mediante sistemas avanzados de baterías de ion-litio y un software propio impulsado por inteligencia artificial. La compañía se dedica a ofrecer soluciones integrales de seguridad energética, eficiencia operativa y descarbonización, enfocándose principalmente en atender las necesidades de empresas de alto consumo eléctrico que buscan optimizar sus procesos productivos y reducir sus emisiones contaminantes.
Los escenarios técnicos vinculados al plan gubernamental indican que el país tiene la urgencia de incorporar entre 8 y 12 gigavatios de capacidad de almacenamiento basada en fuentes renovables durante la actual administración. Esta infraestructura de respaldo debe contar con una capacidad de duración promedio de dos a cuatro horas, lo que equivale a un requerimiento de entre 16 y 40 gigavatios hora de energía almacenada para satisfacer las exigencias operativas del mercado eléctrico y evitar fallas en las líneas de transmisión.
«Se estima un Costo de Capital en el rango de entre 1,938 y 2,401 millones de dólares para el despliegue de un gigavatio de almacenamiento para gran escala«, detalló Gurría Gallardo.
Participación mixta y regulación del mercado
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) cuenta con la capacidad institucional para asumir diversos roles dentro de este esquema de expansión energética. La empresa productiva del Estado puede participar como inversionista estratégico en nodos críticos de la red, como operador o integrador asociado a las líneas de transmisión, e incluso como cliente directo en proyectos híbridos de generación renovable a gran escala.
El modelo de negocio proyectado como el más viable para el país consiste en un esquema público-privado de naturaleza híbrida. En esta estructura financiera, las empresas privadas asumen la responsabilidad de aportar el capital, la tecnología de almacenamiento y la experiencia operativa. Por su parte, el sector público mantiene el compromiso estricto de asegurar la integración sistémica y liderar la planeación general de la red eléctrica.
«Podemos apostar por proyectos en corredores estratégicos y modelos de financiamiento mixto que alinean inversión pública y privada, reduciendo tiempos de implementación y riesgos técnicos«, subrayó la directiva.
Para otorgar certeza jurídica y viabilidad financiera a estas inversiones, la Comisión Reguladora de Energía emitió el Acuerdo A/113/2024. Este documento normativo establece las disposiciones administrativas, define las modalidades de incorporación y detalla los requisitos técnicos indispensables para que los activos de almacenamiento puedan participar formalmente y recibir remuneración dentro de las operaciones del mercado eléctrico mayorista.
La matriz actual de generación de electricidad en el territorio nacional mantiene una fuerte dependencia de los combustibles fósiles, los cuales representan cerca de 75% de la producción total, mientras que más del 60% proviene de la quema de gas. Esta configuración evidencia la urgencia de implementar baterías a gran escala como herramienta técnica para acelerar la transición hacia fuentes limpias, sin comprometer el suministro ininterrumpido a los usuarios.
«Bajo el contexto actual y los planes de inversión, en Quartux vemos un importante despegue de las soluciones integradas con baterías de gran escala«, anticipó la experta del sector.
Eficiencia operativa y mitigación de riesgos
La incorporación masiva de estas tecnologías aporta servicios esenciales para la estabilidad del sistema nacional, tales como la regulación de frecuencia, la reserva operativa, la gestión eficiente de los picos de demanda y el arbitraje de energía. A mediano plazo, estas funciones permiten optimizar el despacho eléctrico y disminuyen los costos derivados de la congestión en las líneas de transmisión.
La evidencia obtenida en mercados internacionales respalda la viabilidad financiera de estas inversiones. Según datos de la Agencia Internacional de Energía, el despliegue a gran escala de sistemas de almacenamiento ha demostrado su capacidad para disminuir el costo total de operación, reducir la volatilidad de precios y abrir la posibilidad de registrar bajas significativas en las tarifas eléctricas para el sector industrial y residencial.
Para dimensionar el ritmo de adopción de esta tecnología, el informe Energy Storage Market Outlook indicó que en Estados Unidos «las instalaciones de almacenamiento estacionario de energía en baterías superaron los 57 gigavatios hora, un aumento interanual del 29%«. El mercado a gran escala impulsó el crecimiento con California, Texas y Arizona representando 74% de la capacidad instalada.
El avance de la tecnología de baterías a nivel nacional enfrenta riesgos técnicos relacionados con la coordinación del almacenamiento. Los operadores del sistema requieren una gestión y control en tiempo real precisos para almacenar y descargar energía de manera eficiente. A la par, el sector productivo necesita fortalecer la capacitación técnica del personal encargado de la operación y mantenimiento rutinario de estos equipos.
En el ámbito regulatorio, el desafío principal radica en lograr una implementación efectiva del marco normativo definido por las autoridades energéticas. Los inversionistas exigen certeza en las reglas de operación y claridad en los mecanismos de pago por servicios conexos, elementos fundamentales para asegurar el retorno de las inversiones en infraestructura de largo plazo.
«La demanda energética del país tendrá la necesidad de sumar decenas de miles de megavatios en los próximos años para garantizar confiabilidad; en ese marco, iniciativas coordinadas entre autoridades, CFE y privados son indispensables«, concluyó Ayalli Gurría Gallardo.
El Gobierno de México anunció la entrada en vigor de un nuevo mecanismo para combatir el mercado ilícito de combustibles, conocido como “huachicol fiscal”, el cual comenzará a aplicarse el próximo 24 de abril. La medida busca reforzar la trazabilidad y transparencia en la comercialización de gasolinas y diésel, así como cerrar espacios al contrabando y la corrupción en el sector energético.
El Servicio de Administración Tributaria (SAT) detalló que el mecanismo consiste en el “Complemento Concepto para la facturación de Hidrocarburos y Petrolíferos”, un requisito que obliga a las estaciones de servicio a incluir en el Comprobante Fiscal Digital por Internet (CFDI) información específica sobre permisos y origen del producto. Entre los datos que deberán incorporarse figuran el tipo de permiso, el número de autorización y la clave del producto.
La medida fue diseñada en coordinación con la Secretaría de Energía (Sener), la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Agencia de Transformación Digital y Telecomunicaciones (ATDT), como parte de una estrategia integral contra el robo y el contrabando técnico de combustibles. “En el caso de no incorporarlo a sus operaciones, los establecimientos no podrán emitir CFDI por este concepto”, advirtieron las dependencias federales.
El gobierno exhortó a las empresas permisionarias a verificar la vigencia de sus autorizaciones y, en caso necesario, regularizar su situación ante la CNE para evitar contratiempos en la emisión de comprobantes fiscales. La administración federal subrayó que el cumplimiento de esta disposición será obligatorio para quienes comercialicen gasolina regular, gasolina premium y diésel.
Con esta acción, las autoridades buscan promover el mercado lícito de combustibles y fortalecer la recaudación proveniente de este sector. El gobierno reiteró que la implementación del complemento es parte de su compromiso para garantizar la legalidad en la distribución de hidrocarburos y proteger a los consumidores frente a prácticas irregulares.
La crisis energética derivada del conflicto entre Estados Unidos e Israel contra Irán ha obligado a varios países a tomar medidas extraordinarias para garantizar el suministro de combustibles y contener el impacto en sus economías. La incertidumbre en torno al estrecho de Ormuz, una de las rutas clave para el transporte de crudo, ha intensificado la preocupación por la seguridad energética global.
En el caso de Japón, el gobierno decidió liberar reservas equivalentes a 30 días de consumo, tras haber recurrido previamente a existencias privadas por 15 días. Según la agencia Kyodo, se prevé la venta de 8.5 millones de kilolitros de petróleo desde 11 bases de almacenamiento distribuidas en el país. Además, la primera ministra Sanae Takaichi reactivó los subsidios a la gasolina, lo que redujo el precio promedio a 177.7 yenes por litro, frente al máximo histórico de 190.8 yenes registrado la semana anterior.
Por su parte, India aseguró el suministro de crudo para los próximos 60 días, con el objetivo de mantener la estabilidad interna pese a la interrupción de envíos desde Medio Oriente. El Ministerio de Petróleo destacó que el país recibe actualmente más crudo de sus 41 proveedores internacionales que el que llegaba anteriormente a través del estrecho de Ormuz. “La disponibilidad interna de gasolina y diésel sigue siendo estructuralmente segura”, señaló el comunicado oficial.
En Francia, el gobierno autorizó de manera temporal la venta de diésel que no cumple con los estándares técnicos habituales, como medida preventiva ante la posible escasez de combustible. El ministro de Economía y Finanzas, Roland Lescure, afirmó que la situación energética en Francia “no es tan grave como en otros países de la Unión Europea”, aunque reconoció que se trata de un escenario de dificultades sin precedentes.
Las decisiones de Japón, India y Francia reflejan la magnitud del impacto que el conflicto en Medio Oriente está generando en los mercados internacionales de energía. La liberación de reservas estratégicas, la implementación de subsidios y la flexibilización de normas técnicas son parte de las medidas excepcionales que buscan contener la volatilidad del precio del crudo y garantizar el suministro de combustibles en un contexto de alta tensión geopolítica.
Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que en febrero de 2026 alcanzó una producción de 1.64 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos, cifra que representó una caída mensual de 0.5%, pero un incremento anual de 1.6% respecto al mismo mes del año anterior. Con este resultado, la empresa estatal sumó su tercer avance consecutivo en términos anuales, pese a registrar dos reducciones mensuales seguidas.
En el desglose, la producción de crudo se ubicó en 1.367 millones de barriles diarios, con una baja mensual de 0.4% y un ligero aumento anual de 0.07%. En cuanto a los condensados, Pemex reportó 278,602 barriles por día, lo que significó una caída mensual de 1.4%, aunque con un repunte anual de 9.7%.
La producción de gas natural alcanzó 4,829 millones de pies cúbicos diarios, con una disminución mensual de 0.3%, pero un crecimiento de 9.1% frente a febrero de 2025. Al considerar únicamente la producción sin socios, Pemex registró 1.63 millones de barriles diarios, mostrando la misma dinámica: alza anual y reducción mensual.
La petrolera recordó que en diciembre de 2024 y enero de 2025 también se observaron incrementos anuales, con 1.66 y 1.65 millones de barriles diarios, respectivamente. Sin embargo, en términos mensuales se han registrado caídas consecutivas, lo que mantiene la atención sobre la evolución de los indicadores en el primer trimestre de 2026.
Cabe señalar que Pemex cerró 2025 con 1.635 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos, su nivel más bajo en 46 años. El desempeño de los primeros meses de 2026 será clave para evaluar si la empresa logra consolidar una recuperación sostenida en medio de la volatilidad del mercado energético.
En un entorno local donde se han efectuado más de 558 mil solicitudes de interconexión al primer trimestre de 2025 y retornos de inversión de entre dos y seis años en tecnologías limpias, la compañía consolida un modelo que combina generación distribuida, eficiencia energética y financiamiento como motores de crecimiento sostenible
El crecimiento de la generación distribuida se ha convertido en uno de los indicadores más claros de transformación del sector energético. Para Aidee Zamora Espinola, CEO de Grupo Amerali y expresidenta de la Red de Mujeres en Energía Renovable y Eficiencia Energética, este contexto exige modelos empresariales capaces de traducir la transición energética en decisiones financieras concretas. “Estamos viendo un crecimiento en cuanto a la generación distribuida, la cual es uno de nuestros principales focos”, afirma.
La estrategia de la compañía parte de “buscar modelos de negocio que permitan facilitar el acceso a este tipo de tecnologías hacia los usuarios”, explica, al referirse a soluciones en solar fotovoltaica, solar térmica y eficiencia energética.
“Hoy existen al primer trimestre de 2025 más de 558,000 solicitudes de contratos de interconexión que son alrededor de 4,760 MW”, detalla Zamora, agregando que más de 11,000 millones de pesos han sido invertidos en generación distribuida por hogares, empresas e industrias, reflejando un mercado que ya opera con lógica financiera.
Eficiencia energética y financiamiento como palancas de rentabilidad
“En el sector industrial más del 50% de la energía que se consume es térmica, no necesariamente eléctrica”, señala la CEO. Este dato abre oportunidades para tecnologías como solar térmica y optimización de procesos productivos con impacto directo en costos.
El primer paso, advierte, es diagnóstico técnico y cambio cultural, ya que ciertos ajustes operativos pueden generar “ahorros entre 10 y 30% simplemente con cambios de hábitos o sustitución de tecnologías”, fortaleciendo márgenes industriales.
La viabilidad económica se refleja en los retornos de inversión “entre 3 y 6 años en solar fotovoltaica y en 2 años de eficiencia energética”, explica. En un entorno de incremento tarifario, estos plazos consolidan la transición energética como decisión estratégica.
Gobernanza inclusiva y capital humano como factor estructural
Para Zamora, la competitividad no se limita a infraestructura. “Empezamos desde un modelo de negocio que no solamente está pensando en construir utilidad. También está pensado en cómo integramos criterios ambientales, sociales y económicos”, afirma, en un contexto donde las brechas sectoriales son evidentes.
Su experiencia como expresidenta de la Red de Mujeres en Energía Renovable y Eficiencia Energética le permitió identificar que la brecha de género en energía no es únicamente una cuestión de representación, sino de acceso a liderazgo y capital de decisión. “En 2019 teníamos alrededor del 35% de mujeres participando en la industria y en 2025 solamente crecimos 3%”, señala. El avance, afirma, sigue siendo insuficiente.
La situación es más marcada en áreas técnicas y en órganos directivos. “En STEM son menos del 28% y más del 75% de los consejos directivos están conformados por hombres y esa estadística no se movió”. Para Zamora, esto incide directamente en la velocidad de transformación del sector.
“Si queremos lograr la transición energética, requerimos talento capacitado y certificado”, afirma. En su visión, el liderazgo femenino no debe limitarse a aumentar porcentajes, sino a incidir en la definición de estrategias, en la asignación de capital y en la gobernanza corporativa.
En ese sentido, subraya que la articulación institucional es clave para acelerar resultados. “No podemos tener el aspecto empresarial por aquí, asociaciones civiles por allá y el gobierno por acá. Se tiene que ver una integración de estos tres sectores”, sostiene. Desde su experiencia gremial, considera que el activismo empresarial permitió abrir espacios de interlocución y visibilizar desafíos estructurales.
En la práctica, explica que el diseño organizacional de Grupo Amerali incorpora esta visión desde su origen. “Trato de hacer las cosas como a mí me gustaría que me trataran”, señala, al describir una cultura interna que busca condiciones de desarrollo equitativas sin perder de vista el objetivo central del negocio.
Para Zamora, la transición energética no podrá acelerarse si el liderazgo sigue concentrado en los mismos perfiles. “El sector necesita personal calificado y capacitado para desarrollar este tipo de proyectos”, insiste. La diversidad, desde su perspectiva, es una condición operativa para sostener el crecimiento del mercado energético en el mediano y largo plazo.
Eni México negó responsabilidad en el derrame de hidrocarburos registrado en las costas del Golfo de México, luego de que autoridades federales señalaran que el incidente provino de un operador privado. La compañía italiana aseguró que “no ha ocurrido ningún derrame relacionado con sus operaciones” y que todas sus instalaciones continúan en cumplimiento de las regulaciones ambientales.
El derrame, detectado desde inicios de marzo de 2026, ha afectado ecosistemas y comunidades en Campeche, Tabasco, Veracruz y Tamaulipas. Autoridades federales explicaron que el origen del crudo provino de tres fuentes: emanaciones naturales en Cantarell, filtraciones cerca de Coatzacoalcos, y un buque petrolero aún no identificado.
En este contexto, la gobernadora de Veracruz, Rocío Nahle García, afirmó que el responsable fue un “barco privado” con contratos otorgados en las rondas petroleras realizadas durante la administración del expresidente Enrique Peña Nieto. “Fue un derrame de un barco de una petrolera privada que no trabaja para Pemex”, señaló.
El gobierno federal ha reiterado que Pemex no está involucrado en el caso, mientras continúan las investigaciones para identificar al responsable. La aclaración de Eni México ocurre en medio de la presión pública y política por determinar al operador privado que ocasionó el derrame.
La firma italiana recordó que mantiene operaciones en varios bloques de exploración en la Cuenca Sur y Cuenca Salina, donde ha realizado descubrimientos con reservas estimadas de cientos de millones de barriles, consolidándose como la principal productora privada de crudo en México.
Onexpo Nacional ratificó por unanimidad a Enrique Félix Robelo como presidente del organismo para el periodo 2026-2027, en una decisión respaldada por los asociados de la unión que agrupa a 53 asociaciones de empresarios gasolineros en las 32 entidades del país. La asamblea también confirmó la continuidad del Comité Directivo y de los órganos regionales, estatales y locales.
Al agradecer la confianza, Félix Robelo anunció que dará continuidad a un plan de trabajo enfocado en la simplificación de trámites y en la modernización técnica de las estaciones de servicio. “Nuestro compromiso es consolidar un sector más eficiente y competitivo, capaz de responder a las nuevas exigencias del mercado energético”, expresó el dirigente.
El presidente de Onexpo subrayó que el mercado de proveeduría y expendio de petrolíferos enfrenta un entorno complejo, marcado por la volatilidad en los precios internacionales del crudo. En este sentido, destacó la importancia de que los mecanismos de contención de precios, diseñados para apoyar la economía social, consideren también la viabilidad financiera de las empresas participantes.
La reelección ocurre en un contexto de presiones regulatorias y políticas de control de precios, luego de que se anunciara un acuerdo para establecer un tope voluntario al precio del diésel, medida que coloca al gremio frente al reto inmediato de negociar esquemas que frenen la escalada de costos sin comprometer la operatividad de las estaciones de servicio.
Con esta hoja de ruta, Onexpo Nacional busca consolidar un sector gasolinero más profesionalizado y resiliente, capaz de enfrentar los desafíos de un mercado energético en transformación y de mantener la estabilidad en beneficio de consumidores y empresarios.
La británica Harbour Energy cerró 2025 con un desempeño histórico al duplicar su producción de hidrocarburos y revertir el flujo de caja negativo registrado un año antes. La compañía alcanzó una producción de 474,000 barriles equivalentes de petróleo por día, frente a los 258,000 de 2024, resultado de la integración de proyectos tras la adquisición de Wintershall Dea.
El incremento de 83% en volumen se acompañó de una reducción significativa en costos. Los costos operativos unitarios bajaron más de 20%, al pasar de 16.5 a 12.8 dólares por barril equivalente. Esta combinación permitió generar un flujo de caja libre de 1,100 millones de dólares, en contraste con el déficit de 100 millones registrado el año anterior.
La empresa calificó el resultado como superior a sus propias proyecciones, obtenido además en un entorno marcado por la caída en los precios de las materias primas. “El desempeño operativo del año nos permitió superar expectativas internas y consolidar nuestra posición en el mercado”, señaló la compañía en su reporte anual.
El primer año completo tras la integración de Wintershall Dea consolidó a Harbour Energy como una de las productoras independientes más relevantes de Europa. La incorporación de activos en nuevas ubicaciones fue clave para el crecimiento, al tiempo que se reforzó la disciplina financiera y la eficiencia operativa.
La mejora en resultados refleja la capacidad de la empresa para adaptarse a un mercado energético volátil, donde la baja en precios del crudo y gas no impidió alcanzar cifras récord en producción y caja. El desempeño de 2025 marca un punto de inflexión para la compañía, que busca mantener estabilidad y crecimiento en un entorno global desafiante.
El gobierno federal articula una respuesta conjunta entre Semarnat, Marina, SENER, Pemex, ASEA y Profepa para contener, investigar y mitigar la presencia de hidrocarburos en áreas protegidas, con énfasis en control operativo, trazabilidad y continuidad del sistema energético. Son 600 kilómetros de playas las afectadas
El derrame de hidrocarburos, que afecta desde el 2 de marzo a las costas del Golfo de México, movilizó un operativo coordinado entre dependencias federales que integran un grupo interinstitucional encargado de la atención, contención y evaluación del evento, así como de la identificación de su origen y posibles impactos.
El despliegue frente a la emergencia, que abarca cerca de 600 kilómetros en las costas de Veracruz, Tabasco y Tamaulipas, involucra a la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat), la Secretaría de Marina, la Secretaría de Energía(SENER), Petróleos Mexicanos (Pemex), la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente ASEA y la Procuraduria Federal de Proteccion al Ambiente(Profepa), en un esquema que combina capacidades operativas, regulatorias y técnicas.
Las autoridades informaron que se han activado protocolos de atención en campo, con acciones orientadas a la contención del derrame, monitoreo de la zona afectada y evaluación continua del comportamiento del hidrocarburo en el entorno marino.
“Desde el primer momento hemos actuado de forma responsable y conforme a protocolos institucionales”, señaló la titular de Semarnat, Alicia Bárcena Ibarra, al informar que la estrategia incluye la indagación técnica del origen de las emanaciones, la atención a zonas costeras y el apoyo a comunidades afectadas.
Coordinación operativa y control en sitio
La respuesta se sustenta en la intervención directa de capacidades marítimas, técnicas y ambientales, con participación de la Secretaría de Marina en tareas de vigilancia y contención.
El operativo ha implicado el despliegue de más de 2,200 elementos, así como aeronaves, buques, drones submarinos y barreras de contención. “Hasta la fecha se han recolectado 430 toneladas de hidrocarburo y limpiado 223 km de playa”, detalló Raymundo Pedro Morales Ángeles, Secretario de Marina.
El evento se desarrolla de manera progresiva a lo largo del litoral del Golfo, con reportes en Veracruz, Tabasco y Tamaulipas entre el 2 y el 25 de marzo, lo que derivó en la activación de planes locales y, posteriormente, del Plan Nacional de Contingencias para coordinar la respuesta interinstitucional.
De forma paralela, las autoridades ambientales mantienen el seguimiento del impacto en ecosistemas y zonas costeras, donde descartaron una afectación severa, mientras que los organismos reguladores supervisan el cumplimiento de protocolos de seguridad y operación.
Trazabilidad al origen de los incidentes
Uno de los ejes centrales del operativo fue la identificación del origen de los hidrocarburos, reportando un buque aún sin identificar y dos chapopoteras naturales, mediante mecanismos de trazabilidad que permitan determinar responsabilidades y establecer medidas correctivas en caso necesario.
“En el caso del buque, se sabe por las imágenes de los satélites que hubo una mancha de combustible alrededor del fondeadero, sin poder determinar qué buque fue el que hizo el vertimiento”, señaló la autoridad marítima respecto a una de las 13 naves localizadas. “Cuatro de ellos todavía navegan en aguas mexicanas y la Armada de México en funciones de Guardia Costera iniciará las acciones para deslindar responsabilidades. El resto de los buques navegan en aguas internacionales”, agregó, por lo que ya se solicitó cooperación internacional para inspeccionar.
En el caso del origen natural, el almirante Morales explicó que las fuentes naturales de derrame “hoy se encuentran limpias, sin embargo, no podemos descartar que vuelvan a emitir emanaciones porque son chapopoteras naturales. Sin embargo, estamos listos para contenerlas de inmediato”.
De hecho, “la fuente que sigue activa y que creemos que es la que más contaminante, es la correspondiente a las chapopoteras naturales que se encuentran en la zona de Cantarell, con emanación permanente”, sostuvo el secretario de Marina.
Las autoridades señalaron que, hasta el momento, las acciones implementadas buscan garantizar la continuidad operativa del sistema energético en la región, evitando afectaciones en producción, transporte o suministro de hidrocarburos.
Acciones legales, en terreno y para la comunidad
Alicia Bárcena fue enfática en señalar que, para el barco que aún se encuentra en identificación, ya se estudian acciones persecutorias. “La ASEA está interponiendo las denuncias correspondientes ante la Fiscalía General de la República a quien resulte responsable”, puntualizó.
Por su parte Víctor Rodríguez Padilla, Director General de Pemex, reveló que se encuentran colaborando con las comunidades locales “para labores de limpieza y suministrado redes al sector pesquero para que su actividad continúe normal. Nos hemos reunido con 11 sociedades cooperativas en Coatzacoalcos, Pajapan y Agua Dulce”, sostuvo.
Desde la Marina, se destacó que la contención se está haciendo sin productos químicos y a través de “más de 1,000 m de barrera para contener”, concentrados principalmente en Cantarell.
A nivel de preservación de la flora y fauna, la Profepa desplegó 25 inspectores que han efectuado visitas de verificación en 33 sitios en la base de Veracruz, realizando 59 recorridos por mar y tierra, dando atención a 19 ejemplares de vida silvestre. “Hemos atendido a seis ejemplares con presencia de hidrocarburos: tres tortugas y tres aves que han sido liberadas”, puntualizó Mariana Boy, Procuradora Federal de Protección al Ambiente.
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