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Parex lanzó oferta para comprar a su colega petrolera GeoPark: no hubo negocio y conversaciones siguen

Tras el rechazo de la propuesta por parte de la junta Directiva de GeoPark, Parex anunció la adquisición de una participación en GeoPark.

La petrolera canadiense Parex Resources Inc. presentó una propuesta a la Junta Directiva de GeoPark para adquirir todas sus acciones ordinarias en circulación por US$9,00 por acción en efectivo.

Sin embargo, tras el rechazo de la propuesta por parte de la junta Directiva de GeoPark, Parex anunció la adquisición de una participación del 11,8 % en GeoPark.

La propuesta representa:

– Una prima del 44 % sobre el precio de las acciones de GeoPark en el momento de la propuesta

– Una prima del 51 % sobre el precio de las acciones de GeoPark al 21 de octubre de 2025, el día de negociación inmediatamente anterior al momento en que Parex adquirió una participación superior al 5 % en GeoPark

– Una prima del 38 % sobre el precio promedio ponderado por volumen de 90 días de GeoPark al 28 de octubre de 2025

–Un valor total para GeoPark de aproximadamente US$940 millones, incluyendo deuda neta, que a precios actuales excede significativamente el valor de las reservas probadas más probables de GeoPark en Colombia según su divulgación de reservas de cierre de 2024.

Geopark

Parex dijo en un comunicado que considera que la propuesta de prima totalmente en efectivo entrega un valor inmediato, convincente y cierto a los accionistas de GeoPark, y les permite evitar los riesgos significativos asociados con la inversión argentina recientemente anunciada por GeoPark.

A pesar de esto, la Junta Directiva de GeoPark se ha negado a negociar con Parex respecto a su propuesta, y «no ha ofrecido una explicación convincente de por qué se niega a explorar una oportunidad para que sus accionistas reciban efectivo por sus acciones con una prima significativa».

Parex adquiere participación en Geopark

Como indicación de la seriedad del interés de la compañía en esta transacción, Parex dijo que adquirió una participación del 11,8 % en GeoPark, lo que le permite convocar una reunión especial de accionistas de GeoPark.

Parex permanece lista y dispuesta a participar con GeoPark para finalizar una transacción como se describe en la propuesta, dijo la primera en el comunicado al mercado.

Imad Mohsen, presidente y director ejecutivo de Parex, declaró: «Nuestra propuesta entregaría valor inmediato y convincente a los accionistas de GeoPark. Al rechazar la propuesta, la junta directiva de GeoPark negó a sus accionistas la oportunidad de recibir efectivo por sus acciones con una prima significativa.

En cambio, GeoPark procedió con una adquisición en Argentina, que conlleva gastos significativos, altos niveles de deuda y riesgo de ejecución. Dada la naturaleza inherentemente de bajo riesgo de nuestra propuesta totalmente en efectivo, creemos que los accionistas de GeoPark deben conocer la prima que se les ofrece y tener la oportunidad de revisar nuestra propuesta».

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XI INGEPET 2025 buscará analizar y proponer soluciones para la reactivación del sector hidrocarburos

  • Pedro Chira Fernández, presidente del evento, indicó que esta nueva edición del tradicional evento de oil and gas incluirá más de 150 presentaciones de primer nivel.
  • Se desarrollará del martes 28 al viernes 31 de octubre en el hotel Westin de San Isidro.

El XI INGEPET 2025 brindará una valiosa oportunidad para analizar y proponer soluciones que puedan ser aplicadas en la reactivación del sector, y con ello elaborar y proponer un plan que consolide la seguridad energética y sostenible del país.

Así lo afirmó el ingeniero Pedro Chira Fernández, presidente de la Comisión Organizadora del evento y Presidente del Directorio de Perupetro. Agregó que se podrán compartir y analizar las mejores prácticas en todos los ámbitos de la industria del petróleo y gas, abarcando aspectos técnicos, sociales, ambientales y regulatorios, así como los avances de la industria petroquímica en América Latina y el Caribe.

Explicó que el XI INGEPET 2025 es un evento declarado de “Interés Nacional” y es organizado por Perupetro, con el respaldo técnico y económico de las principales empresas operadoras como son  Pluspetrol, UNNA, Repsol, OIG, PetroTal y TGP.

Destacó que, desde su inicio en 1993, se ha logrado reunir a más de 10,000 especialistas nacionales e internacionales, convirtiéndose en una plataforma única para compartir conocimiento, generar redes estratégicas y debatir los desafíos actuales del sector.

Esta nueva edición titulada “Impulsando la industria de hidrocarburos: Desafíos y Oportunidades”, se realizará del 28 al 31 de octubre en el hotel Westin de San Isidro, y congregará a expertos nacionales e internacionales.

El programa incluye más de 150 presentaciones técnicas y foros especializados que abordarán asuntos estratégicos para el fortalecimiento del sector, y que buscan posicionar al hidrocarburo como un pilar clave en la seguridad energética del país

Entre los foros destacan “Experiencias exitosas de las agencias de gobierno de Latinoamérica y el Caribe para la contratación de lotes para la exploración y explotación de hidrocarburos”; “Transición energética: Evolución de las diversas fuentes de energía en la matriz energética global, regional y nacional; tendencias y propuesta”; “Transformación digital e inteligencia artificial en la industria de los hidrocarburos: Avances y Desafíos”.

Asimismo, “Gas Natural en el Perú: Evaluación actual y perspectivas futuras”; “Exploración de petróleo y gas en cuencas offshore, onshore y áreas fronterizas: Niveles de inversión, desafíos y oportunidades”; “Reactivación e impulso al transporte de crudo de la Amazonía peruana”.

La organización también confirmó que los jóvenes tendrán un espacio con el Concurso Estudiantil, que promueve su talento a través de proyectos innovadores.

En esta edición 2025, se contará con la participación de expertos, líderes y autoridades de países como Argentina, Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador, España, Estados Unidos, Japón, Paraguay, República Dominicana y Uruguay, fortaleciendo así la proyección internacional del evento.

Finalmente, alentó a visitar la Exhibición Tecnológica con innovaciones de empresas líderes, así como a la tradicional Noche Peruana, una velada de confraternidad en homenaje a la Canción Criolla.

 

Lima, octubre de 2025

https://ingepet.pe/

 

 

 

 

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Primera Convención Nacional organizada por Ferreyros impulsa el desarrollo de las empresas comunales

Para reafirmar su oferta de valor a las comunidades y contribuir a su desarrollo, Ferreyros, líder en maquinaria pesada, organizó con éxito la Primera Convención de Empresas Comunales y Comunidades, un espacio de encuentro que reunió a representantes de ocho regiones del país: Junín, Pasco, Ica, Huancavelica, Ayacucho, Áncash, Apurímac y Cusco.

Durante la jornada, las empresas comunales compartieron sus experiencias, aprendizajes y desafíos que enfrentan en sectores productivos como la minería, la construcción y la agricultura. Se contó para ello con paneles y conferencias a cargo de especialistas de la empresa, que compartieron tendencias e innovaciones en áreas como servicios, sistema financiero y contable, logística, agricultura, capacitación técnica y oportunidades de negocio para las comunidades en los sectores antes mencionados.

“Esta primera convención ratifica nuestro compromiso de poner todas nuestras capacidades al servicio de las empresas comunales y comunidades de nuestro país. Creemos firmemente en su importancia y en el rol que cumplen creando desarrollo, por lo que seguiremos trabajando juntos para impulsar su crecimiento”, señaló Álvaro Vizcardo, Gerente de la División Central en Ferreyros.

Por su parte, Maj Lis Parra, gerente de la Región Centro en Ferreyros, sostuvo que este encuentro consolida aun más la relación entre Ferreyros, las empresas comunales y comunidades. “Tenemos la convicción de estar siempre cerca a nuestros clientes brindándoles talleres y capacitaciones, desarrollando alianzas estratégicas y aportando en beneficio de sus proyectos al servicio de importantes sectores productivos”, aseveró.

Capacitación y oportunidades para el desarrollo

En el ámbito laboral, la empresa también puso en valor el programa mundial ThinkBIG de Caterpillar, para la formación de técnicos de mantenimiento de maquinaria pesada, con prácticas en Ferreyros y clases en Tecsup; y la beca DreamBIG, dirigida a mujeres, que financia el 50% de esta carrera. Asimismo, presentó su programa de prácticas de verano y bolsa de trabajo.

En este marco, también se conocieron detalles del portafolio integral de Ferreyros en venta y alquiler de maquinaria, servicios de posventa, repuestos, así como soluciones digitales para comercio electrónico y mantenimiento. Se presentaron así las opciones crediticias de Cat Financial, brazo financiero de Caterpillar, junto con una exhibición de equipos emblemáticos como el cargador Cat 996, la motoniveladora Cat 140 y los tractores Cat D6 y D8, todos de edición Cat Centennial, modelos que sobresalen por su alto rendimiento y productividad.

Con 103 años de historia, Ferreyros es la empresa líder en maquinaria pesada en el Perú, con presencia a lo largo del territorio nacional, a través de un equipo humano de más de 5,000 colaboradores, y representante de Caterpillar desde 1942.

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Ecopetrol analiza nuevas desinversiones y alianzas estratégicas en su ruta hacia la transición energética

El presidente de la compañía, Ricardo Roa, afirmó que diversos inversionistas han manifestado «gran apetito» por sus activos, negocios y empresas.

El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa Barragán, aseguró que la compañía mantiene su propósito de consolidarse como una empresa competitiva, rentable y sostenible, al tiempo que avanza en su proceso de transformación energética.

Durante recientes encuentros con inversionistas, el directivo destacó el creciente interés nacional e internacional por los activos y negocios del Grupo Ecopetrol.

“En las rondas que hemos hecho con inversionistas se ha visto un gran apetito por nuestros activos, negocios y empresas, al punto que hemos recibido manifestaciones de interés a las que daremos respuesta oportuna”, afirmó Roa.

El presidente de la petrolera explicó que las desinversiones y diluciones hacen parte de un ejercicio constante dentro del grupo empresarial, con el fin de cumplir los objetivos trazados hacia la transición energética.

“Estas operaciones las estamos evaluando de manera permanente en el propósito de cumplir los objetivos que tenemos hacia la transición energética, en el marco de la estrategia que Ecopetrol ha declarado al mercado”, reiteró.

Proceso de desinversiones en marcha en Ecopetrol

Cabe recordar que el pasado 12 de agosto de 2025, durante la presentación de resultados financieros del segundo trimestre, Roa había confirmado que la empresa revisa nuevas iniciativas de desinversión de activos.

“Sí está pensado un proyecto grande de desinversiones de rotación del portafolio. Estamos muy cerca de sancionar uno”, había señalado en esa ocasión.

Las desinversiones, explicó el directivo, no responden a una reducción del portafolio de negocios, sino a una estrategia de optimización de capital y fortalecimiento de inversiones en proyectos con mayor impacto en la transición energética del país.

Socios y proyectos en evaluación

Por su parte, Julián Lemus, vicepresidente de Estrategia y Nuevos Negocios de Ecopetrol, sostuvo que la compañía mantiene abiertos varios procesos para atraer nuevos socios estratégicos y compartir riesgos en activos donde se busca dinamizar la operación.

Ecopetrol proyecta más de 10 años de producción en campos en declive como Chuchupa, Cusiana y Cupiagua

Ecopetrol podría tener diluciones o desinversiones en el corto plazo, según ha dicho su presidente, Ricardo Roa. Imagen: Yennyfer Sandoval, Valora Analitik

“Son procesos plurales en los que estamos invitando compañías a participar, y es algo que venimos haciendo de forma recurrente”, señaló Lemus, quien recordó que una de las experiencias más recientes fue la alianza con Parex Resources, anunciada en 2024.

El ejecutivo agregó que estos mecanismos de desinversión y dilución permiten incrementar la inversión y la actividad en áreas donde Ecopetrol enfrenta limitaciones presupuestales o requiere optimizar la asignación de capital.

Perspectivas para el cierre de 2025

Según Lemus, los procesos en curso siguen siendo confidenciales, pero la empresa espera poder anunciar nuevas transacciones antes de finalizar el año. Además, adelantó que Ecopetrol continúa explorando oportunidades de incorporación inorgánica de reservas, como la realizada en el bloque CPO-9 a finales de 2024.

“Buscamos oportunidades que sean atractivas, costo-eficientes y que complementen la meta del índice de reposición de reservas, apalancadas en el recobro mejorado y la gestión eficiente de nuestros activos”, explicó.

Con estas iniciativas, Ecopetrol busca mantener su liderazgo como la principal compañía del sector energético colombiano y acelerar su transformación hacia un modelo de negocio bajo en carbono, alineado con los compromisos globales de sostenibilidad y transición energética.

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Luis Enrique Bravo es el nuevo titular del Ministerio de Energía y Minas: su perfil

Fue Asesor de Alta Dirección del Despacho Ministerial del Ministerio de Energía y Minas durante el gobierno de Pedro Castillo.

El presidente del gobierno de transición, José Jerí, designó como presidente del Consejo de Ministros al abogado constitucionalista, Ernesto Álvarez. Tras su designación, el premier designó a Luis Enrique Bravo De La Cruz como nuevo titular del Ministerio de Energía y Minas.

Tras la renuncia de Jorge Luis Montero, exministro del sector, la nueva gestión deberá priorizar la estabilidad normativa, reactivar incentivos sectoriales y garantizar una hoja de ruta clara para los actores mineros, especialmente en la pequeña minería y minería artesanal.

PERFIL DEL NUEVO MINISTRO DE ENERGÍA Y MINAS

Bravo asume en un contexto de transición política y desafíos sectoriales clave, como la promoción de inversiones en minería, la firma de acuerdos internacionales, la implementación de la Ley MAPE para formalización minera y la continuidad de la reestructuración de PetroPerú.

Bravo de la Cruz es ingeniero electricista graduado en la Universidad Nacional del Centro del Perú en 2003. Posteriormente, obtuvo el grado de magíster en Administración por la Universidad ESAN, título que le fue otorgado en abril del año 2000.

En su perfil de LinkedIn, Luis Enrique Bravo De la Cruz figura que se desempeñó como Gerente Técnico en Electrocentro S.A. en Perú. Asimismo, en 2022, fue nombrado por el exministro del sector durante la gestión de Pedro Castillo, Carlos Palacios, como Asesor de Alta Dirección del Despacho Ministerial del Ministerio de Energía y Minas. Posteriormente, renunció al cargo durante la gestión de la exministra Alessandra Herrera, también del gobierno de Castillo.

A lo largo de su trayectoria profesional, el nuevo ministro ha desempeñado diversos cargos vinculadas al sector energético. Su experiencia incluye la planificación del sistema eléctrico, la regulación del mercado y de la energía, el desarrollo de infraestructura eléctrica, así como la gestión de recursos y de los recursos naturales.

LOS RETOS DEL NUEVO MINISTRO DE ENERGÍA Y MINAS

Ley MAPE antes del fin del REINFO

Uno de los desafíos más apremiantes del MINEM será velar por la aprobación de la Ley de la Pequeña Minería y Minería Artesanal (MAPE), que busca otorgar continuidad al proceso de formalización que actualmente opera bajo el Registro Integral de Formalización Minera (REINFO), el cual tendrá vigencia extendida hasta el 31 diciembre de 2025, por lo que la transición hacia la Ley MAPE debe producirse sin generar vacíos legales que paralicen los procesos de formalización.

La propuesta del ministerio sobre la ley MAPE contempla 11 ejes clave, incluyendo trazabilidad, control de insumos y apoyo financiero al pequeño minero. No obstante, Montero anunciaba que se iba a presentar una segunda propuesta ante la Comisión de Energía y Minas del Congreso, pero hasta el momento no se concretó. Por lo tanto, el nuevo titular del MINEM deberá articular con rapidez el envío al Congreso de una versión viable y consensuada.

Promoción de inversión

El nuevo ministro deberá tomar la posta de las negociaciones que se venían realizando con países como Arabia Saudita y Ecuador. Como se sabe, el próximo 24 de octubre las empresas estatales Petroperú y Petroecuador suscribirán un acuerdo para vincular sus lotes de crudo amazónicos y abastecer a la refinería de Talara.

También se deberá firmar un memorando de entendimiento con Arabia Saudita en noviembre para desarrollar proyectos de litio, cobre y otros minerales estratégicos, informó el ministro de Energía y Minas, Jorge Luis Montero.

A ello se suma, que deberá promover las condiciones necesarias para que se concreten la ejecución de al menos 12 proyectos mineros que, se prevé, inicien su construcción entre 2025 y 2026, con una inversión total estimada en US$ 11 378 millones.

El reto de PetroPerú

El nuevo ministro también deberá velar por continuar con la reestructuración de PetroPerú. Como se recuerda, diversas empresas consultaron directamente sobre la situación de la estatal, reflejando el interés de la comunidad financiera internacional en el futuro de la petrolera estatal y en la estrategia del Gobierno para el reperfilamiento de su deuda. Se trata de la think tank británica Canning House y los bancos de inversión Deutsche Bank y Goldman Sachs en Londres, y Santander, en España.

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ANH modernizó control de la producción petrolera: ordenó sistemas de medición en línea y monitoreo en tiempo real

La ANH ordenó instalar sistemas de medición en línea y monitoreo continuo en los campos de producción petrolera y gasífera de Colombia.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dio un paso clave hacia la modernización tecnológica del sector energético colombiano: con una nueva resolución ordenó a los operadores instalar sistemas de medición en línea y monitoreo continuo en los campos de producción petrolera y gasífera de Colombia.

La nueva regulación busca garantizar que la información sobre volúmenes extraídos, transportados y comercializados sea precisa, verificable y en tiempo real, fortaleciendo la fiscalización estatal, la transparencia en el pago de regalías y el seguimiento técnico a las operaciones hidrocarburíferas.

Un salto digital en la fiscalización

Hasta ahora, buena parte de los datos de producción llegaban a la ANH mediante reportes manuales o lecturas periódicas de campo.

Con la nueva norma, la Agencia impulsa una transición hacia un modelo digital de control, basado en tecnologías de telemetría, sensórica industrial y comunicación IoT (Internet de las Cosas).

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Coveñas mueve hasta el 95 % del crudo que exporta Colombia: así opera el principal terminal petrolero del país

El presidente de Cenit, detalla cómo se planifica y mantiene la operación del puerto que concentra la mayor cantidad de exportaciones de petroleo en el país.

El terminal marítimo de Coveñas concentra entre el 90 % y el 95 % del crudo que Colombia exporta cada año. Desde este punto del Golfo de Morrosquillo se despachan los buques que conectan al país con los principales mercados internacionales, en una operación que exige precisión logística y coordinación.

“Esto tiene que funcionar como un reloj perfecto. Si en algún momento fallamos y no sacamos un buque a tiempo, podríamos congestionar todo el sistema de transporte e incluso los campos de producción”, explicó Alexander Cadena, presidente de Cenit, en entrevista con Valora Analitik.

El complejo está conformado por tres estaciones, que operan con monoboyas tipo TLU para exportación e importación de crudo. Cada unidad permite la transferencia de hidrocarburos entre el buque y el sistema submarino de líneas, bajo monitoreo y control.

La logística en Coveñas se programa con dos meses de anticipación

Cada embarque que parte de Coveñas se programa con dos meses de anticipación, tiempo en el que se definen los volúmenes de crudo, las fechas de llegada de los buques y los tiempos de cargue.
“El volumen que estamos sacando hoy fue programado hace dos meses. Desde ahí se hace el balance de cuánto crudo tendrá cada productor, cuándo lo entregará y cómo se asignan las ventanas de cargue”.

Este esquema evita cuellos de botella y asegura la continuidad de la cadena exportadora. “Una vez se asigna una ventana, esta es mandatoria. Si un buque no llega, puede afectar todo el flujo. Por eso los productores coordinan entre ellos para mantener la regularidad del sistema”.

El terminal de Coveñas tiene más de 35 años en funcionamiento y ha evolucionado junto con el sector petrolero colombiano. El paso de crudos livianos a pesados llevó a adaptar la infraestructura y recibir embarcaciones de mayor tamaño, lo que redujo costos de transporte y amplió los destinos de exportación.

De acuerdo con información técnica del terminal, Coveñas cuenta con una capacidad total de almacenamiento en tierra cercana a 9,26 millones de barriles, distribuidos entre las estaciones de Cenit, ODC y Ocensa. Esta infraestructura permite mantener la estabilidad del sistema de transporte y atender operaciones simultáneas de exportación e importación.

Alexander Cadena destacó que la competitividad del puerto depende del cumplimiento de normas y estándares internacionales. “Si las condiciones no son las adecuadas, algunos buques podrían dejar de venir. Tenemos que garantizar que la logística sea segura y confiable. Si un buque llega de noche, se atiende de noche. Debemos ser flexibles dentro del marco de las normas y la seguridad”.

Además de las exportaciones, el terminal mantiene bombeo continuo hacia la Refinería de Cartagena, lo que implica una labor 24 horas al día, siete días a la semana. “Aquí no hay pausas. La continuidad es clave para que la cadena funcione sin interrupciones”.

Según datos de Cenit, en 2024, el Terminal Marítimo de Coveñas atendió 213 buques. La mayoría correspondió a la monoboya TLU1, con 117 embarcaciones, seguida de la TLU2, operada por Ocensa, con 90 buques, y la TLU3, con seis atenciones durante el año.

En seguridad y medio ambiente, Coveñas ha incorporado nuevas tecnologías. “En la TLU 2 instalamos cámaras que detectan si hay hidrocarburos en el agua. Nuestra meta es llevar ese sistema a los demás puntos del terminal”.

También mencionó la red de monitoreo meteorológico que opera en el Golfo de Morrosquillo. “Cuando cambian las condiciones del clima, podemos suspender las operaciones y prepararnos. Analizamos los incidentes que han ocurrido en otros países para ajustar nuestras prácticas”.

El presidente de Cenit subrayó que uno de los retos actuales es mejorar la eficiencia logística y aprovechar la capacidad disponible de transporte. “Hoy tenemos una infraestructura robusta, con cerca de 200.000 barriles de capacidad libre en algunos tramos. La idea es usarla mejor para optimizar la energía y los recursos. Tenemos que mantener la eficiencia y la confiabilidad del sistema. Ese es nuestro foco operativo”, concluyó.

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Expertos destacan que ajuste a metodología de reservas de petróleo en Colombia mejorará la transparencia

El borrador de la ANH que busca actualizar la metodología de las reservas de hidrocarburos en Colombia ha abierto un debate en el sector.

El reciente borrador de resolución de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) que busca actualizar la metodología de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en Colombia ha abierto un nuevo debate en el sector energético.

Aunque algunos sectores han expresado inquietudes sobre un posible cambio en la manera en que se reportan las cifras de reservas, varios expertos consultados coinciden en que la propuesta podría fortalecer la transparencia y la confianza en la información que el país presenta sobre sus recursos petroleros y gasíferos.

El documento, actualmente en fase de comentarios, plantea ajustes en la forma y contenido de la metodología de valoración que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aplica para consolidar los reportes de las compañías operadoras.

De acuerdo con el análisis de los especialistas, la resolución mantiene la base técnica establecida en los estándares internacionales PRMS (Petroleum Resources Management System), ampliamente utilizada por la industria global para estimar reservas y recursos.

“No hay cambios sustanciales, pero sí avances razonables”

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Producción de petróleo en Perú creció 24.6% en septiembre, según la SPH

La Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH) informó que la producción de petróleo en septiembre de 2025 alcanzó los 43.38 mil barriles por día (MBPD), lo que representa un incremento del 24.6% en comparación con el mismo mes del año anterior, según cifras oficiales de Perupetro.

Los lotes con mayor volumen de extracción fueron el Lote 95, ubicado en Loreto, con 16.18 MBPD; seguido del Lote X, en Piura, con 8.34 MBPD; y el Lote 8, también en Loreto, con 3.88 MBPD. En contraste, los lotes 67 (Loreto) y Z-6 (Piura) no reportaron producción durante el periodo analizado.

En cuanto a la producción de gas natural, se registraron 1,484 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) en septiembre, una cifra levemente inferior a los 1,501 MMPCD alcanzados en agosto. En la comparación interanual, esto representa una disminución del 6.9% respecto a septiembre de 2024.

Los principales aportes en la producción de gas provinieron del Lote 88, con 917 MMPCD; el Lote 56, con 255 MMPCD; y el Lote 57, con 243 MMPCD. Todos estos lotes se encuentran ubicados en el departamento de Cusco, principal zona productora de gas en el país.

La SPH destacó que, si bien la producción de crudo muestra una recuperación sostenida, el comportamiento del gas natural refleja una leve desaceleración, lo que pone en evidencia la necesidad de inversiones constantes y condiciones estables para el desarrollo del sector energético nacional.

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Repsol inicia producción en Leon-Castile y refuerza presencia en Golfo de México

El proyecto en el Golfo de México se desarrolla con la plataforma Salamanca, que reduce un 87% las emisiones frente a nuevas construcciones.

Un consorcio en el que participa Repsol inició la primera producción de petróleo en los campos de aguas profundas Leon-Castile, frente a la costa de Luisiana en Estados Unidos. La producción comenzó en un pozo del campo Leon, mientras que otros dos pozos entrarán en operación este año en Leon y Castile, y dos adicionales lo harán en 2026. El proyecto refuerza la estrategia de largo plazo de la compañía en el negocio de Exploración y Producción en una de las cuencas petrolíferas más importantes del país.

Repsol participa con un 50% en Leon, 35,62% en Castile y 2,5% en la unidad de producción flotante Salamanca, que cuenta con capacidad inicial de 60.000 barriles de petróleo por día y 40 millones de pies cúbicos de gas diarios. La instalación flotante es la primera de su tipo renovada en el Golfo de México, lo que ha permitido reducir en un 87% las emisiones respecto a la construcción de una nueva unidad.

“Desde que Repsol perforó el pozo descubridor en Leon en 2014, hemos estado trabajando diligentemente para avanzar en este importante proyecto que garantiza la seguridad de suministro de energía asequible en el Golfo durante décadas”, señaló David Ramos, director de la Unidad de Negocios del Golfo de América de Repsol. La compañía destacó además que la renovación de la plataforma Salamanca ha reducido significativamente los plazos para poner en marcha la producción.

¿Qué otros proyectos impulsa Repsol en el Golfo de México?

Repsol acumula más de dos décadas de presencia en la zona, con participación en descubrimientos como Buckskin (2009) y Leon (2014), además de ser socia en el campo Shenzi. Actualmente, la compañía suma más de 81.000 hectáreas en exploración en la cuenca y avanza en su primer proyecto de captura y almacenamiento de carbono frente a la costa de Texas, cerca de Corpus Christi, reforzando su compromiso con la transición energética.