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Grupo Carso firma contrato con Pemex para perforar pozos en Ixachi

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Grupo Carso, propiedad de Carlos Slim, anunció la firma de un contrato con Pemex por hasta 1,991 millones de dólares para perforar hasta 32 pozos en el campo terrestre Ixachi, ubicado en Veracruz. El acuerdo se realizó a través de sus subsidiarias GSM Bronco y MX DLTA NRG 1.

El contrato contempla un plazo de tres años y será financiado por los ingresos generados de los hidrocarburos comercializables de la asignación. Pemex comenzaría a pagar en enero de 2027, en 21 pagos mensuales por cada pozo entregado. Para esa fecha, se prevé tener 12 pozos en producción.

Ixachi es considerado uno de los campos más importantes del país, con una producción diaria de 93 mil barriles de aceite y 715 millones de pies cúbicos de gas. El yacimiento fue descubierto en noviembre de 2017 y ha sido clave en los planes de recuperación productiva de Pemex.

Grupo Carso ha participado en la perforación de 28 pozos en Ixachi, con una profundidad promedio de 7,650 metros. Sus subsidiarias cuentan con experiencia en campos como Quesqui, Ichalkil, Pokoch y Lakach, además de equipos terrestres y marinos de última generación.

El contrato forma parte del nuevo modelo de inversión privada con Pemex, conocido como contratos mixtos. Según el informe presidencial de agosto, se han firmado 11 acuerdos bajo este esquema, aunque no se han detallado los activos ni todas las empresas involucradas.

Pemex enfrenta presiones financieras por pagos pendientes a contratistas y una deuda superior a 98,000 millones de dólares. El acuerdo con Grupo Carso busca fortalecer la producción sin modificar el régimen de propiedad de los hidrocarburos.

Sheinbaum asegura cooperación con EU contra huachicol

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Foto: Cuartoscuro

La presidenta Claudia Sheinbaum informó que México y Estados Unidos alcanzaron un acuerdo de cooperación para el intercambio de información sobre exportaciones de gasolina, con el objetivo de detectar la entrada ilegal de combustible al país mediante el uso de clasificaciones falsas para evadir impuestos.

Las investigaciones comenzaron tras la detección de un buque con gasolina ilegal en marzo, y podrían ampliarse si se identifican indicios de operaciones previas. “Si de las indagatorias se desprenden indicios de que hubiera ocurrido antes, se actuará”, afirmó Sheinbaum.

La mandataria también señaló que se busca mayor cooperación para ubicar a grupos delictivos en EU que promueven esta práctica. Aunque en México ya se identificó a personas involucradas, también se investiga a quienes estarían operando desde el otro lado de la frontera.

Al ser cuestionada sobre la ex secretaria de Energía, Rocío Nahle, Sheinbaum descartó que esté bajo investigación y reconoció su papel en la reducción de permisos de importación de gasolina. “Estoy segura que si se le requiere su testimonio durante su administración, ella acudiría sin problema”, dijo.

Con este acuerdo, México podrá acceder a información real sobre exportaciones de gasolina desde EU, lo que fortalecerá los mecanismos de control fiscal y aduanal en territorio nacional, en el marco de una estrategia para combatir el huachicol fiscal y proteger el mercado energético.


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Anuncia BP inversión de 5,000 mdd en Golfo de México

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La petrolera británica BP anunció el desarrollo del proyecto Tiber-Guadalupe, una inversión de 5,000 millones de dólares en el Golfo de México, con miras a iniciar producción en 2030. La plataforma flotante tendrá capacidad para extraer 80,000 barriles diarios, en campos ubicados a 480 km al suroeste de Nueva Orleans.

El proyecto contempla reservas estimadas en 350 millones de barriles equivalentes de petróleo recuperable, y forma parte de la estrategia de BP para reconstruir su negocio de petróleo y gas en Estados Unidos. La empresa busca alcanzar 1 millón de boepd en producción nacional para 2030.

La decisión marca un cambio estratégico respecto a los planes anunciados en febrero de 2025, cuando BP proyectaba reducir su producción de hidrocarburos en 40%. En contraste, la compañía aumentó su inversión anual en petróleo y gas a 10,000 millones de dólares, reduciendo su apuesta por energías renovables.

BP espera que la producción total en el Golfo de México llegue a 400,000 boepd en 2030, frente a los 341,000 boepd reportados en 2024. La empresa considera esta región como un mercado clave para su crecimiento y para cerrar la brecha con competidores como Exxon Mobil y Shell.

El desarrollo de Tiber-Guadalupe incorpora tecnología de perforación de ultra alta presión, lo que permitirá acceder a reservas antes no viables. BP indicó que este modelo podría replicarse en otros campos complejos, consolidando su posición en la exploración offshore de última generación.

Cómo la nube y el análisis de datos revolucionan las operaciones petroleras en alta mar

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Por Kathya Santoyo

La digitalización industrial avanza hacia un nuevo paradigma en el que los datos se convierten en el eje central de la operación. Bajo esta premisa se desarrolló el AVEVA Day México, un encuentro que reunió a representantes del sector energético, manufacturero y tecnológico para analizar cómo la integración de información, procesos y personas impulsa operaciones más inteligentes y resilientes.

Durante la conferencia inaugural, Enrique Rodríguez Reséndez, Director Regional de Ventas de AVEVA, destacó que el objetivo de la compañía es consolidarse como el líder global en software industrial, con soluciones que abarcan desde el diseño, operación y producción de los procesos industriales.

“Buscamos que tanto AVEVA como nuestros clientes utilicen la tecnología para avanzar en temas de sustentabilidad y mejorar la eficiencia energética. Cuidamos aspectos como las emisiones y la reducción de la huella de carbono, y promovemos una cultura inclusiva tanto dentro de la empresa como en las comunidades donde nuestros clientes operan”, explicó.

Rodríguez subrayó que la visión de AVEVA combina la innovación con la responsabilidad ambiental, social y de gobernanza (ESG). La empresa cuenta con más de 2,000 empleados dedicados a investigación y desarrollo, e invierte alrededor del 16% de sus ingresos en la actualización continua de su software. Además, mantiene una red global de más de 4,700 socios tecnológicos e integradores, con el propósito de fortalecer la colaboración en el ecosistema industrial.

Como parte de esta red, en el AVEVA Day se pudieron observar ponencias del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), que compartió casos de valor creados a partir del uso de tecnología AVEVA en el sector de petróleo y gas en México. También destacó la participación de Colgate y ATISoft, que presentaron soluciones digitales aplicadas a la transformación de procesos industriales.

“La industria evoluciona constantemente. Surgen conceptos como inteligencia artificial, machine learning o Industria 4.0, pero lo importante es escuchar las necesidades de los clientes y encontrar cómo resolverlas con la tecnología existente o emergente. Nuestro objetivo es impulsar el ingenio industrial a través de la información, acercando los datos correctos a las personas que toman decisiones”, afirmó Rodríguez.

“Queremos que la próxima evolución de la industria se base en información digital disponible en tiempo real, para que la fuerza laboral pueda tomar decisiones informadas. Esto es lo que llamamos el libro digital de la evolución industrial”, agregó.

El directivo detalló que la integración de estas capacidades es posible gracias a AVEVA Connect, una plataforma de inteligencia industrial en la nube que unifica las distintas áreas operativas y permite compartir información entre los socios y desarrolladores del ecosistema. Con ello, la empresa busca consolidar una infraestructura digital que habilite una operación conectada, segura y sostenible.

MODEC: la transformación digital aplicada al mar

Uno de los casos más ilustrativos presentados durante el evento fue el de MODEC, empresa especializada en la operación de unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), que expuso cómo la integración de datos industriales permite mejorar la eficiencia y la seguridad operativa en entornos offshore.

Diogo Farias Mota, Industrial Data Analyst de MODEC Brasil, explicó que el desafío principal radica en la dispersión de datos que generan los diferentes sistemas a bordo de las unidades, y en la necesidad de convertir esa información en conocimiento útil para la toma de decisiones.

“Nuestros sistemas generan una gran cantidad de datos operativos. Lo que hicimos fue conectarlos, limpiarlos y transformarlos en información visual que los equipos pueden usar en tiempo real. Con eso reducimos tiempos de respuesta y mejoramos la eficiencia en las operaciones diarias”, indicó.

MODEC implementó herramientas de analítica avanzada e inteligencia operativa que permiten centralizar la información en una única plataforma, facilitando la colaboración entre áreas y el monitoreo remoto de variables críticas. Según Farias, esta digitalización no solo optimiza el rendimiento de las unidades, sino que también contribuye a la sostenibilidad y seguridad de las operaciones.

“Con la tecnología implementada, los equipos pueden anticipar fallas, identificar anomalías y actuar antes de que se conviertan en problemas mayores. La meta es tener una operación más segura, menos reactiva y más eficiente”, puntualizó.

El especialista añadió que el proceso de integración tecnológica implicó un cambio cultural dentro de la empresa. “No se trata solo de instalar software, sino de construir un entorno donde todos los colaboradores comprendan el valor de los datos y cómo pueden usarlos para mejorar la operación”, señaló.

Seguridad, interoperabilidad y datos compartidos en tiempo real

Diogo Farias Mota explicó la arquitectura tecnológica implementada para conectar los sistemas operativos de las unidades flotantes con la nube, garantizando integridad, seguridad y trazabilidad en cada punto de intercambio de datos.

Mota señaló que el sistema combina el PI System con la plataforma AVEVA Connect, lo que permite integrar múltiples fuentes de información sin comprometer la red interna de la compañía. “Cada empresa accede únicamente a los datos definidos en la plataforma, sin contacto con el servidor local ni con la red interna. Todo se realiza mediante copias fieles de los datos, administradas bajo roles de seguridad que determinan quién puede ver qué tipo de información”, explicó.

El especialista destacó que la gestión de seguridad está descentralizada, y se basa en la autenticación de usuarios dentro del entorno de Microsoft y la propia plataforma Connect. “No se requiere conexión VPN ni administradores de red dedicados. El control se realiza de manera simple y segura, siguiendo las políticas de acceso definidas por cada organización”, comentó.

El proceso de implementación, desde la adquisición de la licencia hasta el intercambio activo de datos en la nube, tomó aproximadamente 30 días. Este tiempo incluyó la creación de máquinas virtuales, reglas de firewall y la definición de políticas de seguridad para distintos niveles de usuarios. “Fue un despliegue rápido y eficiente, centrado en garantizar la protección de la información sin interrumpir las operaciones”, agregó.

En cuanto a interoperabilidad, MODEC logró integrar más de 200 mil señales provenientes de distintos proveedores y sistemas —como ABB, Siemens o Rockwell— a través de protocolos estándar como OPC y adaptadores de conectividad. “Nuestra prioridad fue estandarizar la comunicación entre equipos y procesos. Una vez que los datos se consolidan en el PI System, el intercambio hacia la nube se vuelve inmediato y controlado”, dijo Mota.

Este modelo de arquitectura digital permite a MODEC compartir información con distintos proveedores o integradores bajo un esquema de comunidades, donde el acceso es segmentado y los terceros asumen los costos de consumo de datos. “La clave está en resolver la conectividad desde el origen, convertir los datos a protocolos abiertos y mantener el control sobre quién puede acceder y con qué propósito”, concluyó

Pemex reduce exportaciones de crudo 32% en agosto

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Durante agosto, Petróleos Mexicanos (Pemex) registró una caída del 32% en sus exportaciones de crudo, al enviar al extranjero 500,203 barriles diarios, en comparación con el mismo mes del año anterior. El descenso se atribuye a un ligero aumento en el procesamiento de petróleo en las siete refinerías locales, que alcanzaron poco más de 1.05 millones de barriles diarios, según datos oficiales publicados por la empresa.

La producción total de crudo y condensados se mantuvo en 1.64 millones de barriles diarios, cifra similar a meses anteriores pero inferior al volumen reportado en agosto de 2024. Pemex continúa enfrentando restricciones presupuestarias y una creciente deuda, lo que limita sus esfuerzos por extraer más barriles de campos en declive acelerado, especialmente en el Golfo de México.

El gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum ha reiterado su intención de aumentar la producción nacional de crudo hasta alcanzar los 1.8 millones de barriles diarios, aunque las refinerías enfrentan dificultades técnicas para procesar el crudo Maya, caracterizado por su alta densidad y acidez. Esta limitación ha obligado al país a mantener la importación de productos refinados, a pesar de ser uno de los principales productores de petróleo a nivel global.

En agosto, las importaciones de gasolina y diésel se redujeron un 19% respecto al mes anterior y un 38% en comparación interanual, ubicándose en 457,849 barriles diarios. Por su parte, la producción nacional de productos petrolíferos fue de 1.07 millones de barriles diarios, con un incremento del 4% interanual, aunque ligeramente por debajo de los 1.09 millones de barriles diarios registrados en julio.

Argentina confirma segunda planta flotante de GNL

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El consorcio Southern Energy, integrado por empresas como YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, anunció la decisión final de instalar un segundo barco de licuefacción de gas natural licuado (GNL) en la provincia de Río Negro, con el objetivo de posicionar a Argentina como proveedor global de GNL a partir de 2027.

La inversión total prevista supera los 15,000 millones de dólares a lo largo de 20 años, según informó la compañía. “Junto con el primer buque Hilli Episeyo, se confirma una inversión superior a 15,000 millones de dólares”, indicó Southern Energy en un comunicado. Ambos barcos producirán en conjunto seis millones de toneladas anuales de GNL.

La primera planta flotante comenzará operaciones en el último cuatrimestre de 2027, mientras que el segundo buque entrará en funcionamiento a finales de 2028. Las dos terminales estarán operativas todo el año a partir de 2028, con una capacidad equivalente a 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

Southern Energy estima que el proyecto generará exportaciones por 20,000 millones de dólares entre 2027 y 2035, además de 1,900 empleos directos e indirectos durante la etapa de construcción. La inversión inicial se dividirá en dos fases: 3,200 millones de dólares entre 2024 y 2031, y 2,800 millones entre 2032 y 2035.

La iniciativa fue aprobada bajo el Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) y se vincula con el desarrollo de Vaca Muerta, una de las principales reservas de hidrocarburos no convencionales del país. Southern Energy prevé que el proyecto impulse nuevas inversiones en el sector upstream y fortalezca la cadena de valor energética nacional.

Rusia amplía restricciones a exportaciones ante escasez interna

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El gobierno de Rusia anunció una prohibición parcial a las exportaciones de diésel hasta finales de año, medida que se suma a la extensión del veto vigente sobre los envíos de gasolina, según informó el viceprimer ministro Alexander Novak. La decisión responde a una creciente escasez de combustibles en varias regiones del país, atribuida a los recientes ataques con drones contra refinerías por parte de Ucrania.

De acuerdo con Novak, existe un “pequeño déficit de productos petroleros”, aunque aseguró que se están utilizando reservas estratégicas para cubrir la demanda interna. La restricción sobre el diésel afectará únicamente a revendedores, mientras que la prohibición de gasolina se aplicará tanto a productores como a intermediarios, sin interferir en los acuerdos intergubernamentales vigentes, como los establecidos con Mongolia.

Pronto extenderemos la prohibición de exportación de gasolina hasta fin de año, y también se introducirá una prohibición de exportación de diésel para los no productores”, declaró Novak, citado por la agencia Interfax. El funcionario agregó que estas medidas buscan fortalecer el abastecimiento interno de productos petroleros en un contexto de presión sobre la infraestructura energética rusa.

Las restricciones se producen en medio de una temporada de alta demanda y podrían tener implicaciones en los mercados internacionales de combustibles, especialmente en Europa y Asia, donde Rusia mantiene vínculos comerciales en el sector energético. El gobierno ruso no ha precisado si se contemplan nuevas medidas para estabilizar el suministro en el corto plazo.

Sheinbaum confirma restablecimiento eléctrico en Yucatán, Campeche y Quintana Roo

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La presidenta de México, Claudia Sheinbaum Pardo, informó que el servicio eléctrico en la Península de Yucatán quedó restablecido al 100% la noche del viernes 26 de septiembre, tras una falla que afectó a más de 2.3 millones de usuarios en los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo.

“El Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) prevé el restablecimiento del servicio eléctrico en una hora”, indicó en redes sociales, agradeciendo la comprensión de la población afectada.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) confirmó que el incidente se originó a las 14:15 horas, cuando dos líneas de 230 mil volts entre Tabasco Potencia y Escárcega dejaron de operar. El intento de ejecutar un “re-cierre normal” disparó otras dos líneas de 400 mil volts, lo que provocó el apagón masivo en la región.

De inmediato, personal técnico de la CFE y el Cenace activó el protocolo de restablecimiento, priorizando la recuperación de líneas de alta y media tensión. A las 20:30 horas, las autoridades reportaron el restablecimiento del suministro en zonas como Ciudad del Carmen, Mérida, Valladolid y Chetumal, sin afectaciones en hospitales ni sistemas de agua potable.

La Secretaría de Energía (Sener) indicó que la falla se relacionó con trabajos de mantenimiento en líneas de 400 kV, lo que provocó la salida de operación de 9 centrales con 16 unidades. El Gobierno federal espera el informe técnico oficial de la CFE y Cenace para determinar las causas exactas del evento.

CFE y Cenace respaldan demanda eléctrica en Querétaro: Sheinbaum

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Foto: Cuartoscuro

La presidenta de México, Claudia Sheinbaum Pardo, informó que el Gobierno federal trabaja en coordinación con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) para garantizar el suministro eléctrico necesario para la construcción de seis centros de datos en Querétaro, impulsados por una inversión de 4,800 millones de dólares de la empresa CloudHQ.

Durante su conferencia matutina, Sheinbaum subrayó que el proyecto requiere una infraestructura energética robusta para operar con eficiencia. De los 900 megawatts (MW) que demandará el complejo, ya se han asegurado 200 MW para la primera fase, como parte de un esquema técnico acordado con CFE y Cenace.

El director de operaciones de CloudHQ, Keith Patrick Harney, detalló que los centros estarán distribuidos en 52 hectáreas y utilizarán tecnologías sostenibles como refrigeración sin agua y certificaciones LEED oro y plata, lo que refuerza la necesidad de un suministro eléctrico confiable y continuo.

La presidenta también señaló que se trabaja con el gobernador de Querétaro, Mauricio Kuri González, y autoridades municipales en el diseño de un plan de infraestructura que acompañe el crecimiento de este tipo de instalaciones. El objetivo es que la expansión tecnológica esté respaldada por una red energética capaz de sostener la demanda.

El secretario de Economía, Marcelo Ebrard, indicó que este tipo de proyectos prepara al país para una nueva economía vinculada a la inteligencia artificial, donde el acceso a energía será un componente esencial para el procesamiento de datos y la operación de servicios digitales.

Sempra Infrastructure invertirá en Port Arthur LNG Fase 2 en Texas

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Sempra Infrastructure anunció una decisión final de inversión (DFI) positiva para la Fase 2 del proyecto Port Arthur LNG, en Texas, marcando un nuevo hito en el desarrollo de infraestructura energética en Estados Unidos. La expansión contempla la construcción de dos trenes de licuefacción de gas natural, un tanque de almacenamiento de GNL, un atracadero marítimo adicional y otras instalaciones asociadas, con una capacidad nominal de aproximadamente 13 millones de toneladas anuales (Mtpa).

Con esta nueva etapa, la terminal duplicará su capacidad de exportación a 26 Mtpa. La inversión de capital adicional para el proyecto se estima en 12 mil millones de dólares, más 2 mil millones destinados a instalaciones comunes compartidas. De acuerdo con el cronograma, el Tren 3 iniciará operaciones comerciales en 2030 y el Tren 4 en 2031.

Alcanzar un FID positivo para el proyecto Port Arthur GNL Fase 2 marca un hito decisivo no solo para Sempra Infrastructure, sino para toda la comunidad de Port Arthur y la Costa del Golfo de Texas”, declaró Justin Bird, director ejecutivo de la compañía. La empresa destacó que la expansión se basa en la Fase 1, actualmente en construcción.

El proyecto busca fortalecer la seguridad energética global en un contexto de cambios geopolíticos, ofreciendo una fuente de combustible más confiable y reduciendo la dependencia de cadenas de suministro inestables. Estados Unidos ha consolidado su liderazgo en el suministro de gas natural licuado (GNL).

Port Arthur LNG Fase 2 representa la mayor inversión en GNL anunciada en Texas en 2025, y contempla beneficios económicos para la región, incluyendo la creación de empleos calificados y el desarrollo de infraestructura energética estratégica.