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Harbour Energy entra al Golfo de México con compra de LLOG

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La compañía Harbour Energy anunció la conclusión de la compra de LLOG Exploration Company LLC por 3.2 mil millones de dólares, lo que marca su entrada estratégica en el Golfo de México. La operación refuerza la presencia internacional de la empresa y amplía su portafolio de activos energéticos.

La transacción incorpora una cartera predominantemente petrolera que produjo en promedio 36,000 barriles de equivalente de petróleo por día en 2025, con expectativas de crecimiento hacia 65,000-70,000 barriles diarios para 2028. Este incremento proyectado consolida al Golfo de México como una nueva unidad de negocio clave dentro de la estrategia global de Harbour.

El financiamiento se estructuró con 2.7 mil millones de dólares en efectivo y la emisión de 174,855,744 nuevas acciones ordinarias valoradas en 0.5 mil millones de dólares para LLOG Holdings, L.L.C.. La parte en efectivo se respaldó con un préstamo puente de 1.0 mil millones de dólares, otro crédito a tres años por la misma cantidad y 0.7 mil millones de dólares de liquidez existente.

Tras la operación, el total de acciones ordinarias con derecho a voto de Harbour asciende a 1,579,724,339, con los accionistas previos conservando alrededor del 89% —incluido un 42% en manos de BASF— y LLOG Holdings con el 11%. “Esto marca otro paso importante en el camino de Harbour al establecer una posición líder en el Golfo de México”, señaló Linda Z Cook, CEO de la compañía.

La adquisición fortalece la cartera global de Harbour, que ya cuenta con operaciones en Noruega, Reino Unido, Argentina y México. La empresa adelantó que presentará una guía actualizada para 2026 y una perspectiva a mediano plazo, incluyendo planes de asignación de capital, cuando publique sus resultados completos de 2025 el próximo 5 de marzo.

FGR asegura dos mil litros de huachicol en Morelos

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Autoridades federales y estatales aseguraron alrededor de dos mil litros de diésel de procedencia ilícita durante un operativo en un inmueble del municipio de Jiutepec, Morelos, señalado como presunto centro de almacenamiento ilegal de hidrocarburos.

La acción fue encabezada por la Fiscalía General de la República (FGR), a través de la Fiscalía Especializada de Control Regional (FECOR), que cumplimentó una orden de cateo derivada de una investigación por el probable almacenamiento ilícito de hidrocarburos. En el operativo participaron elementos de la Policía Federal Ministerial (PFM) y de la Agencia de Investigación Criminal (AIC), con apoyo de la Secretaría de Seguridad y Protección Ciudadana.

Durante la diligencia, los agentes localizaron un tanque con capacidad de 25 mil litros, que contenía aproximadamente dos mil litros de un líquido con características similares al diésel. Además, se aseguraron libretas, blocks con información diversa, dinero en efectivo y una computadora, objetos que quedaron bajo resguardo del Ministerio Público de la Federación para su análisis.

Los indicios serán examinados por peritos especializados en criminalística, fotografía, química, ingeniería y arquitectura forense, como parte de la integración de la carpeta de investigación. Este procedimiento busca determinar la procedencia del combustible y la posible relación con delitos federales vinculados al huachicol.

Al concluir el cateo, el inmueble quedó asegurado y bajo custodia de la Secretaría de Seguridad Pública de Jiutepec. Las investigaciones continúan para esclarecer el caso y definir responsabilidades en torno al manejo ilegal de hidrocarburos, un delito que impacta la seguridad energética y las finanzas públicas del país.

Repsol nombra a Jesús Chillón como nuevo Country Manager en México

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En el marco de su estrategia para reforzar su presencia en el sector energético nacional, la compañía multienergética global Repsol anunció el nombramiento de Jesús Chillón como nuevo Country Manager en México, cargo desde el cual liderará las operaciones y el desarrollo de la firma en el país.

El anuncio fue realizado por José Barreiro Perez-Pardo, Director Ejecutivo de Movilidad, quien destacó la trayectoria de Chillón en la compañía, con más de 30 años de experiencia en operaciones internacionales, proyectos estratégicos y procesos de transformación en mercados de alta complejidad.

Antes de asumir esta posición, Chillón se desempeñaba como director de las Unidades de Negocio en Colombia y Trinidad y Tobago, además de haber dirigido operaciones en Vietnam y Australia/Papua Nueva Guinea. Su experiencia incluye la gestión de activos complejos, negociaciones con gobiernos y proyectos renovables en España, Chile y Estados Unidos, donde impulsó más de 6 GW entre capacidad instalada y pipeline.

La designación ocurre en un contexto donde Repsol mantiene una presencia histórica en México desde hace más de 25 años, participando en toda la cadena de valor energética y consolidando alianzas estratégicas con socios como Bardahl y Dynasol, fundamentales para su operación en el mercado de lubricantes y caucho sintético.

Stellantis, Mercedes-Benz y TotalEnergies frenan proyectos en Europa

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Stellantis, Mercedes-Benz y TotalEnergies enfrentan un nuevo obstáculo en su estrategia de electrificación. La joint venture Automotive Cells Company (ACC) confirmó la cancelación de dos gigafactorías de baterías en Alemania y Italia, lo que refleja las dificultades de Europa para consolidar un referente en este sector tras la quiebra de Northvolt.

La decisión se produce en un contexto de ventas de vehículos eléctricos sobrestimadas y pérdidas significativas para los fabricantes. En el caso de Stellantis, la compañía reportó 22.200 millones de euros en pérdidas durante el segundo semestre de 2025, lo que llevó a revisar su estrategia de electrificación.

El sindicato italiano UILM alertó sobre el impacto en la planta de Térmoli, inaugurada en 1972 por Fiat y dedicada a motores. “El fracaso en la construcción de la gigafactoría debe compensarse con decisiones industriales claras y coherentes”, señaló, subrayando la necesidad de nuevos productos para garantizar empleo y continuidad.

Con la cancelación, la capacidad de producción de ACC quedará limitada a la planta de Douvrin (Francia), que inició operaciones en 2023 con una inversión de 850 millones de euros y prevé alcanzar 40 GWh en 2030, apenas un tercio de lo presupuestado originalmente.

El trasfondo financiero también es relevante: ACC había levantado 4.400 millones de euros para construir tres gigafactorías, con respaldo de bancos europeos y aseguradoras públicas. La situación confirma los retos de Europa en la transición energética, donde la falta de un referente en baterías y la presión por ajustar inversiones ponen en duda la capacidad de competir con Asia y Estados Unidos.

¿Debe preocuparnos que Estados Unidos controle el petróleo venezolano?

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Por Marc Selgas Cors, profesor de EAE Business School

Estados Unidos sigue firme en su deseo de administrar el petróleo venezolano y el tablero energético y el equilibrio de poder en América Latina entra en juego. El cambio de gestión en la que es la mayor reserva de petróleo del mundo impactan al país y la región de muchas maneras.

Desde la perspectiva económica, el control estadounidense implicaría una transformación profunda de la arquitectura energética latinoamericana, algo nada menor. Así lo explica Marc Selgas, profesor de EAE Business School.

«La principal implicación será la reestructuración coercitiva de la arquitectura energética y de dependencia económica regional», explica. «Al administrar el flujo comercial del crudo, Estados Unidos ejercerá un poder de mercado decisivo que derivaría en la desarticulación de instrumentos de política económica regional, la reorientación de los flujos comerciales y logísticos y la consolidación de un precio político».

Los mecanismos de integración energética regional, como Petrocaribe, podrían desaparecer después de tantos años ofreciendo condiciones preferenciales a varios países del Caribe y Centroamérica. Se aumentarían los costos energéticos para esas economías, forzándolas a renegociar su suministro bajo el paraguas de Washington, que posiblemente establezca términos comerciales más estrictos.

La comercialización del crudo venezolano tendería a alinearse con los intereses estratégicos y la infraestructura estadounidense, lo que podría dejar fuera a actores regionales integrados en esas cadenas de suministro, reconfigurando los patrones de comercio intrarregionales.

«El crudo venezolano dejará de ser un instrumento de política exterior antiestadounidense para convertirse en una variable de la política energética y exterior de Washington», apunta Selgas. «La región verá cómo el precio y la disponibilidad de un recurso estratégico vecino son fijados por una potencia externa, lo que reducirá la autonomía de la política económica de los países latinoamericanos».

El impacto sobre los precios del crudo y las finanzas públicas tampoco sería menor. En una primera etapa, la expectativa de una recuperación rápida de la producción venezolana bajo gestión técnica y capital estadounidense podría ejercer presión a la baja sobre los precios internacionales. Para países exportadores como México, esto supondría un golpe directo a los ingresos fiscales.

«Que se dé esa transición de control administrativo sería un proceso político coercitivo. Potencias como Rusia, China e Irán reaccionarían al ver que sus intereses estratégicos están en riesgo y podría alterar sus propias políticas de oferta», advierte el experto. «Se detonaría incertidumbre jurídica y contractual sobre los acuerdos existentes, congelando y complicando el comercio, y el uso del crudo venezolano como herramienta política exterior podría destinarse a otros objetivos».

Todo esto impactaría directamente en los ingresos fiscales regionales, pues ya no dependerían de la oferta y demanda global, sino que quedarían supeditados a Washington. La planificación fiscal también se volvería muy compleja, porque los movimientos de política exterior estadounidense podrían alterar precios y arcas públicas sin previo aviso.

Para economías como la mexicana, esta dinámica implica una doble vulnerabilidad: menor previsibilidad fiscal y mayor dificultad para planificar gasto público, inversión y políticas sociales. Es, a todas luces, un desequilibrio macroeconómico y un punto de riesgo para el desarrollo sostenido de los Estados.

Pemex aumenta producción, pero importaciones de gasolina siguen dominando

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Petróleos Mexicanos (Pemex) mantiene un papel central en el suministro de gasolina en México, aunque las importaciones continúan superando la producción nacional. De acuerdo con datos de Bloomberg Línea, en noviembre de 2025 el país importó 529,400 barriles diarios, de los cuales 68% correspondió a Pemex y el resto a compañías privadas como Valero, ExxonMobil y Koch.

La producción doméstica alcanzó 413,400 barriles diarios, cifra que refleja un crecimiento de 72% desde 2018 gracias a programas de rehabilitación en refinerías. Sin embargo, el aumento mensual de las importaciones fue de 6%, lo que evidencia que la dependencia externa sigue siendo significativa en el mercado de combustibles.

Estados Unidos se consolidó como el principal proveedor, enviando 538,000 barriles diarios de gasolina a México en noviembre, un incremento de 19% respecto al mes anterior, según la Administración de Información Energética estadounidense.

El promedio anual de importaciones, con 485,000 barriles diarios, supera en 32% la producción nacional, que se ubicó en 356,000 barriles diarios, de acuerdo con cifras de la Secretaría de Energía (Sener). Las diferencias entre los datos oficiales y los internacionales podrían estar relacionadas con metodologías distintas, como la temperatura de medición, el uso de aditivos o el registro de importaciones provenientes de otros países.

Aunque Pemex ha logrado aumentar su producción interna, aún no consigue reducir de manera sustancial la dependencia de gasolina importada. Analistas señalan que “la ambición de reducir las importaciones se enfrenta a la realidad de la demanda interna y la capacidad de refinación”.

Tanto la Sener como Pemex fueron consultados sobre estas cifras, pero no ofrecieron respuesta inmediata, dejando abierta la discusión sobre los retos de la política energética y la búsqueda de autosuficiencia en combustibles.

AVEVA adquiere certificados SAF en alianza con British Airways

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AVEVA, empresa global de software industrial, anunció la adquisición de certificados de combustible de aviación sostenible (SAF), cumpliendo de manera anticipada su compromiso como miembro de la First Movers Coalition (FMC) del Foro Económico Mundial. La acción refuerza su papel en la transición hacia un futuro más sostenible y en la descarbonización del sector aéreo.

La compañía informó que la compra de certificados de SAF a British Airways, utilizados en el Aeropuerto de Londres Heathrow, le permite alcanzar la meta de sustituir al menos el 5% de la demanda de combustible convencional por SAF, cinco años antes de lo previsto.

La ambición climática debe ir acompañada de acciones concretas”, señaló Caspar Herzberg, CEO de AVEVA, al destacar que la empresa ya ha reducido más del 93% de sus emisiones operativas de Alcance 1 y 2, y mantiene la meta de disminuir en un 50% las emisiones de Alcance 3 para 2030.

El compromiso de AVEVA se vincula con la estrategia de British Airways, que firmó un acuerdo multianual con EcoCeres para el suministro de SAF. EcoCeres, productor líder de combustibles renovables, utiliza el software de AVEVA para optimizar la producción de combustibles como SAF, HVO y nafta renovable, mostrando cómo la tecnología digital puede potenciar la innovación en energía limpia.

Además, AVEVA participó en la iniciativa de compras para la COP30 de la Sustainable Aviation Buyers Alliance (SABA), reduciendo el impacto climático asociado a sus vuelos hacia la cumbre. Esta acción refuerza su liderazgo en la implementación de soluciones prácticas y basadas en el mercado para la descarbonización de la aviación.

Por su parte, Noam Boussidan, líder del programa de la FMC en el Foro Económico Mundial, destacó: “Es alentador ver a los miembros de la First Movers Coalition actuando hoy. Al adquirir SAF, AVEVA demuestra liderazgo y avances significativos hacia el cumplimiento de sus objetivos en aviación”.

Pemex confirma víctimas tras explosión de ducto en Oaxaca

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Petróleos Mexicanos (Pemex) confirmó un accidente en el ducto Nuevo Teapa – Salina Cruz, a la altura de la localidad Loma Larga, Oaxaca, que dejó como saldo tres personas fallecidas y seis más heridas. El siniestro ocurrió mientras personal realizaba labores de inyección con nitrógeno, lo que derivó en una explosión atendida de inmediato por equipos de emergencia.

La empresa estatal informó que los trabajadores lesionados fueron trasladados a hospitales cercanos con apoyo de Protección Civil de Oaxaca, mientras que los deudos de los tres fallecidos recibirán acompañamiento institucional. “Pemex expresa sus más sentidas condolencias a los familiares y amigos de los compañeros que lamentablemente fallecieron por este incidente”, señaló la compañía en un comunicado.

De acuerdo con la información oficial, elementos de la Secretaría de Marina y personal de Pemex acordonaron el área y activaron los protocolos de atención a emergencias, con el objetivo de garantizar la seguridad en la zona y evitar riesgos adicionales.

El ducto afectado forma parte de la infraestructura que conecta Nuevo Teapa con Salina Cruz, un tramo estratégico para el transporte de hidrocarburos. El incidente pone de relieve los desafíos de seguridad en la operación de la red nacional de ductos, donde las labores de mantenimiento y supervisión resultan críticas para prevenir accidentes.

La empresa reiteró su compromiso de mantener informada a la población y de brindar apoyo a las familias afectadas. El caso se suma a otros eventos recientes que han puesto bajo escrutinio la seguridad industrial en el sector energético, en un contexto donde Pemex busca fortalecer sus protocolos y garantizar la continuidad de sus operaciones.

Transocean acuerda compra de Valaris en operación de 5,800 mdd

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Transocean Ltd. dio a conocer la firma de un acuerdo definitivo para adquirir a Valaris Limited en una operación valuada en 5,800 millones de dólares, realizada íntegramente en acciones. La transacción, prevista para cerrarse en el segundo semestre de 2026, dará origen a uno de los operadores de perforación offshore más grandes y diversificados del mundo, con un valor empresarial cercano a 17,000 millones de dólares.

El acuerdo establece que los accionistas de Valaris recibirán 15.235 acciones de Transocean por cada título que posean. Una vez concluido el proceso regulatorio y de aprobación de accionistas, los inversionistas de Transocean controlarán aproximadamente el 53% de la compañía combinada, mientras que los de Valaris tendrán el 47% restante, lo que refleja un equilibrio en la nueva estructura corporativa.

La integración de ambas firmas reunirá una flota de 73 plataformas offshore, entre ellas 33 buques de perforación para aguas ultraprofundas, nueve plataformas semisumergibles y 31 autoelevables de última generación. Este portafolio permitirá atender proyectos en aguas profundas, entornos hostiles y aguas someras, ampliando la capacidad de respuesta en un sector que busca mayor eficiencia y escala.

La empresa combinada tendrá presencia estratégica en regiones clave como el Golfo de México, Brasil, África Occidental, Medio Oriente y el Mar del Norte, en un momento en que la inversión en proyectos marinos comienza a repuntar tras años de subinversión. Además, se estima que la cartera conjunta de contratos alcance los 10,000 millones de dólares, con sinergias de costos superiores a 200 millones de dólares.

La dirección de la nueva compañía estará encabezada por Keelan Adamson como presidente y director ejecutivo, mientras que Jeremy Thigpen asumirá la presidencia ejecutiva del consejo. “La combinación de nuestras flotas y capacidades nos posiciona para una nueva fase de consolidación en la industria offshore”, señaló la empresa, subrayando una estrategia centrada en escala, eficiencia operativa y solidez financiera.

Carso confirma desarrollo del campo Macavil en el sur de México

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Grupo Carso confirmó la firma de un contrato mixto con Pemex para el desarrollo del campo terrestre Macavil, ubicado en el sur de México. El acuerdo contempla la explotación de condensados y gas natural, y forma parte de un esquema de colaboración que busca impulsar la producción nacional de hidrocarburos.

De acuerdo con el informe trimestral de Carso, el campo Macavil cuenta con reservas probadas (3P) de 33.7 millones de barriles de condensado y 409,100 millones de pies cúbicos de gas natural. La adjudicación se realizó a través de Zamajal, subsidiaria del grupo, y constituye uno de los contratos mixtos que Pemex ha promovido para garantizar al menos un 40% de participación estatal en proyectos de inversión conjunta.

Un directivo de Carso señaló en conferencia con analistas que los primeros resultados del campo podrían observarse en 2027, una vez concluidos los estudios técnicos en la zona. “Recientemente se firmó un contrato mixto para el desarrollo del campo terrestre Macavil, fortaleciendo así la colaboración con Pemex y avanzando en el impulso a la producción nacional de hidrocarburos”, indicó la empresa en su reporte.

El campo Macavil, descubierto en 2024, concentra el mayor volumen de gas natural entre los proyectos presentados bajo este esquema de asociación. La adjudicación, realizada a finales de enero, se suma a otros cinco contratos otorgados en diciembre de 2025, como parte de la estrategia de Pemex para ampliar su capacidad de producción con apoyo del sector privado.

La participación de Carlos Slim en este proyecto marca una nueva incursión de su conglomerado en el sector petrolero, sumándose a sus inversiones en telecomunicaciones, infraestructura y consumo. Con este contrato, Grupo Carso refuerza su presencia en la industria energética mexicana, en un momento clave para la búsqueda de mayor autosuficiencia en hidrocarburos.