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La energía ya está, ahora hay que llevarla mejor

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Por: Emilia Esther Calleja Alor, Directora General de la Comisión Federal de Electricidad
(CFE).

El sistema eléctrico nacional atraviesa una etapa de evolución que refleja el dinamismo
económico del país. Durante años, el foco estuvo en la expansión de la capacidad de
generación, y hoy México cuenta con avances importantes en ese frente que han fortalecido la base del sistema. Ese avance nos permite dar el siguiente paso y consolidar la red de transmisión como la gran palanca que hará posible llevar esa energía de forma eficiente, confiable y oportuna a cada región del país.

Desde la Comisión Federal de Electricidad, hemos impulsado una visión integral del sistema, donde generación, transmisión y distribución operan de manera coordinada. Este enfoque ha permitido acompañar el crecimiento industrial, particularmente en regiones estratégicas, con soluciones técnicas que fortalecen la confiabilidad del suministro y habilitan nuevas oportunidades de desarrollo.

En generación, hemos reforzado prácticas operativas para hacer más eficiente lo que ya
tenemos
. A través de diagnósticos técnicos basados en el comportamiento de las centrales, el historial de fallas y las recomendaciones de fabricantes, se ha priorizado el mantenimiento preventivo y predictivo. Este enfoque ha permitido recuperar capacidad instalada, mejorar la disponibilidad de las plantas y optimizar los costos de producción, fortaleciendo así la posición de la CFE como un actor clave en la seguridad energética del país.

Este esfuerzo no es menor. Representa una evolución en la forma de gestionar los activos, así como una ingeniería aplicada con disciplina, que pone en el centro la confiabilidad y la eficiencia. Hoy, cada intervención en mantenimiento se traduce en mayor capacidad de generación disponible y en un sistema más robusto para atender la demanda creciente.

Con esta base fortalecida, la transmisión adquiere un papel estratégico. No como una
limitante, sino como una oportunidad para potenciar el desarrollo. La expansión y la modernización de la red de transmisión permitirá conectar de manera más eficiente los centros de generación con las zonas de mayor consumo, facilitando la integración de nuevas inversiones y el crecimiento de sectores clave para la economía.

En este sentido, se han puesto en marcha proyectos que combinan inversión pública y esquemas de financiamiento mixto, lo que permite acelerar el desarrollo de infraestructura con una visión sostenible. Nuevas líneas de alta tensión, subestaciones y la modernización de instalaciones existentes forman parte de una estrategia que busca fortalecer la red y hacerla más resiliente ante los retos del entorno actual.

Adicionalmente, la incorporación de tecnologías como el almacenamiento en baterías representa un paso relevante hacia un sistema más flexible y eficiente. Estas soluciones permiten gestionar mejor la energía, estabilizar la red y optimizar el uso de la infraestructura existente, alineándose con las mejores prácticas internacionales.

A la par, se ha intensificado el mantenimiento de la red mediante inspecciones técnicas en miles de kilómetros de líneas y subestaciones, muchas de ellas en condiciones complejas, con el objetivo de anticipar cualquier eventualidad y asegurar la continuidad del servicio. Este trabajo, que muchas veces no es visible, es fundamental para garantizar la confiabilidad que demanda el país.

La modernización del sistema eléctrico nacional es, ante todo, un proceso de evolución técnica y estratégica. Hoy, México cuenta con las bases para consolidar un sistema más eficiente, más confiable y mejor preparado para acompañar su crecimiento. La transmisión, en este nuevo contexto, se convierte en el eje que conecta ese potencial con la realidad económica y social del país.

En la Comisión Federal de Electricidad, estamos convencidos de que fortalecer cada eslabón del sistema es la mejor forma de asegurar el futuro energético de México. Y en ese camino, la transmisión no solo conecta infraestructura, conecta oportunidades.

Luces de Esperanza, un programa de electrificación solar de Iberdrola México

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En la tercera fase del programa Luces de Esperanza, Iberdrola México e Iluméxico como su aliado técnico, llegaron a la comunidad de Achiquico, ubicada en la Huasteca Potosina. En esta localidad no hubo luz eléctrica hasta febrero pasado, cuando se instalaron los sistemas fotovoltaicos autónomos que ahora dotan de energía eléctrica las 24 horas. La iniciativa tambiénincluyó talleres de educación medioambiental y energética impartidos a niños y adultos con el apoyo de la organización Concentrarte.

 “Nos llena de alegría saber que a través de Luces de Esperanza hemos podido mejorar la calidad de vida de las comunidades de la región. La electricidad es imprescindible para el desarrollo y el bienestar de las familias, y la energía limpia indispensable para cuidar el planeta”, afirmó Manuel Argüelles, gerente de Iberdrola México en Tamazunchale, durante el acto oficial de encendido de luces en la comunidad de Achiquico.

De acuerdo con datos de Iberdrola México, hubo una inversión de 6,5 millones de pesos en esta etapa, gracias a la cual se beneficiaron a más de 560 personas.

El proyecto Luces de Esperanza entró en marcha a finales de 2019 en el estado de San Luis Potosí y un año después se extendió a varios municipios del estado de Oaxaca, donde en sus dos primeras fases se han beneficiado a más de 800 personas.

Para 2024 se prevé que se beneficien 12 mil mexicanos con una inversión de 80 millones de pesos.

ECA LNG realiza su primera exportación de GNL desde Ensenada, Baja California

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La compañía Sempra Infrastructure, filial de la firma estadounidense Sempra, concretó con éxito la primera carga y envío de gas natural licuado (GNL) desde la Fase 1 de su terminal de licuefacción ECA LNG (Energía Costa Azul), ubicada en el litoral de Ensenada, Baja California.

La dirección corporativa calificó este acontecimiento como un hito de gran relevancia para enfilar el complejo industrial hacia sus operaciones comerciales plenas. El desarrollo de esta primera etapa es un proyecto conjunto en el que participa la corporación francesa TotalEnergies, y su diseño operativo consta de un tren de licuefacción único con una capacidad nominal de producción de 3.25 millones de toneladas anuales (Mtpa) de GNL.

El modelo de negocio e infraestructura cuenta con el respaldo financiero y comercial de convenios de compraventa a largo plazo estructurados directamente con TotalEnergies y la firma Mitsui & Co. De acuerdo con las estimaciones de Sempra Infrastructure, se prevé que el proyecto alcance su conclusión sustancial en el transcurso del verano de 2026, periodo en el cual se activarán formalmente las ventas bajo contratos de largo plazo una vez que la terminal arranque su fase de operación comercial regular.

Paralelamente, la directiva informó que la segunda fase del complejo, proyectada con dimensiones de capacidad significativamente mayores, se encuentra actualmente en fase de desarrollo activo dentro del mismo emplazamiento de Baja California.

Una vez consolidada su entrada en operaciones comerciales, la Fase 1 de ECA LNG se posicionará como la primera instalación de licuefacción de gas natural licuado operativa en toda la costa del Pacífico mexicano. Justin Bird, director ejecutivo de Sempra Infrastructure, resaltó la importancia de inyectar una nueva fuente de suministro confiable desde el Pacífico norteamericano en un contexto de alta incertidumbre en los mercados internacionales.

Por su parte, Patrick Pouyanné, presidente y director ejecutivo de TotalEnergies, precisó que el recurso tendrá como destino prioritario los mercados de Asia, aprovechando una ubicación geográfica estratégica que acorta los tiempos y costos de transporte para movilizar gas natural proveniente de Estados Unidos hacia la Cuenca del Pacífico.

La Comisión Europea autoriza la entrada de Enagás en el operador de gas francés Teréga

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La Comisión Europea aprobó de manera oficial la adquisición del control conjunto de la compañía francesa Teréga por parte de la filial internacional de la española Enagás y la firma italiana SNAM.

El Ejecutivo comunitario determinó que la transacción no tendrá un impacto negativo en el espacio económico europeo ni planteará problemas de competencia, debido a que las corporaciones involucradas no operan en los mismos mercados ni mantienen vínculos verticales que afecten la libre concurrencia. El expediente, que fue notificado formalmente a Bruselas el pasado 16 de junio, se resolvió mediante el procedimiento simplificado que aplica la Unión Europea para los casos de menor complejidad regulatoria.

Teréga se consolida como el segundo mayor operador del sistema de transporte y almacenamiento de gas natural (TSO, por sus siglas en inglés) en Francia, concentrando sus actividades en la región suroeste del país galo. La infraestructura de la empresa integra una red de aproximadamente 5,100 kilómetros de gasoductos y dos centros de almacenamiento subterráneo, activos que equivalen al 16% de la red de transporte francesa y al 27% de la capacidad nacional de almacenamiento estratégico.

Actualmente, la infraestructura de Teréga se encuentra interconectada con los activos de Enagás a través de dos conexiones internacionales, por lo que esta incursión en el capital busca robustecer la alianza estratégica bilateral para el desarrollo de corredores energéticos limpios de gran escala, tales como los proyectos de infraestructura de hidrógeno verde H2Med y BarMar (el hidroducto submarino planificado entre España y Francia).

De acuerdo con las condiciones del acuerdo comercial anunciadas previamente en el mes de abril, la transacción reconfigura el mapa accionarial de la gasista francesa. Con esta incorporación, Enagás se posicionará como el segundo principal accionista de Teréga, situándose únicamente por detrás de la italiana SNAM, que retiene la mayoría con un 40.5% de participación.

La firma española se colocará por delante de otros socios de relevancia institucional en la corporación, como la empresa pública francesa EDF, que posee un 18%, y la entidad bancaria gala Crédit Agricole, que conserva el 10% de las acciones.

Los precios del petróleo registran bajas, pero consolidan un balance semanal al alza de hasta 5%

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Los mercados internacionales de crudo reportaron un retroceso marginal en sus cotizaciones este pasado viernes tras la última ronda de hostilidades entre las fuerzas armadas de Estados Unidos e Irán.

El comportamiento bajista de la sesión respondió a la expectativa de los operadores financieros sobre una pronta reanudación del tráfico marítimo en el Estrecho de Ormuz, un canal estratégico por el que circulaba cerca del 20% del suministro global diario de petróleo y gas antes del inicio de las acciones bélicas el pasado 28 de febrero. A pesar de los ajustes del día, los indicadores principales consiguieron cerrar el balance acumulado de la semana con ganancias significativas.

En la sesión de cierre, los futuros del crudo Brent (referencia en Europa) retrocedieron 29 centavos de dólar, equivalente a una baja del 0.38%, cotizando en los 76.01 dólares por barril. Por su parte, el crudo West Texas Intermediate (WTI), referente en el mercado estadounidense, cayó 67 centavos de dólar, lo que representó una contracción del 0.93% para fijar su precio en 71.41 dólares. Con estos resultados, el balance semanal arrojó una expansión cercana al 5% para el indicador Brent y un incremento de aproximadamente el 4% en el caso del WTI.

La contención de las ganancias petroleras se aceleró tras reportes internacionales que señalaron la presencia de mediadores de Qatar en territorio iraní con la finalidad de distender la crisis y establecer las bases operativas para reactivar las negociaciones diplomáticas la próxima semana. Los esfuerzos de paz coincidieron con informes de la prensa iraní sobre múltiples explosiones en el sur de su geografía, incluyendo la localidad de Bushehr, sede de una de sus centrales nucleares.

Paralelamente, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) informó que el recrudecimiento del conflicto podría modificar sus estimaciones de un excedente global de crudo para el próximo año, al tiempo que revisó a la baja sus pronósticos sobre la producción petrolera de Rusia debido al impacto de los ataques ucranianos contra su infraestructura de refinación.

Iberdrola inicia el montaje de un parque fotovoltaico de 57 MW en el estado de Oregón

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La compañía energética Iberdrola, operando a través de su filial estadounidense Avangrid, formalizó el inicio de la instalación de los paneles solares en el proyecto Oregon Trail Solar. Se trata de una central fotovoltaica con una capacidad de diseño de 57 MW que se construye en el condado de Gilliam, en el estado de Oregón.

La infraestructura tecnológica estará integrada por más de 100,000 módulos fotovoltaicos y tendrá la capacidad de suministrar electricidad de fuentes renovables a cerca de 10,000 hogares de la región. El arranque en la colocación de los módulos marca un hito constructivo para el proyecto, cuya interconexión y entrada en operaciones comerciales se encuentra programada para el próximo año.

Durante su fase de obra civil, el desarrollo de Oregon Trail Solar sostiene una plantilla laboral de aproximadamente 200 empleos directos. Una vez que la central comience su etapa operativa, la filial de Iberdrola contribuirá a la dinámica económica del condado a través de las aportaciones y el pago de impuestos sobre la propiedad, recursos que serán etiquetados localmente para el financiamiento de servicios públicos e infraestructura urbana.

Asimismo, la planta abonará a la estrategia corporativa de Avangrid en Oregón, una entidad federativa prioritaria donde la firma gestiona actualmente más de 2,500 MW de capacidad instalada, además de albergar su Centro Nacional de Formación en el condado de Sherman y sus oficinas corporativas en la ciudad de Portland.

La ubicación del parque fotovoltaico responde a criterios de optimización y conectividad de red, al levantarse junto a Pachwáywit Fields, una central solar de 205 MW que ya se encuentra en operación comercial, y al sistema Shutler Energy Storage, un complejo de almacenamiento equipado con baterías que aportan 41 MW de potencia y 82 MWh de capacidad.

La proximidad geográfica de estas tres instalaciones permitirá a la compañía consolidar un nodo energético que refuerza la integración de generación renovable y almacenamiento de energía en el sistema eléctrico regional. Este despliegue de capital forma parte del plan inversor global de Iberdrola en la Unión Americana, mercado donde la aceleración en la electrificación de la economía y el repunte de la demanda eléctrica industrial impulsan el desarrollo de activos de generación con cero emisiones.

El megadesarrollo de IA en Corea del Sur enfrenta riesgos de viabilidad ante el rezago de la red eléctrica nacional

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La estrategia de Corea del Sur para consolidar uno de los mayores centros globales de inteligencia artificial (IA) y manufactura de semiconductores avanza a un ritmo más acelerado que la infraestructura eléctrica necesaria para garantizar su suministro.

Un análisis de la consultora Wood Mackenzie advierte que el proyecto insignia del país, valorado en 4.7 billones de wones (aproximadamente 3.1 billones de dólares), podría verse limitado por la falta de inversiones en la red de transmisión y la ausencia de reformas estructurales en el mercado eléctrico. El informe detalla que el complejo proyectado en la región de Honam, enfocado en centros de datos de IA y semiconductores con una inversión dedicada de 800,000 millones de wones, enfrentará un déficit crítico de energía si se mantiene la tendencia de planificación actual.

De acuerdo con las proyecciones técnicas, el complejo de Honam elevará la demanda máxima de electricidad de la región desde los 11.8 GW actuales hasta los 19.1 GW una vez que alcance su pleno desarrollo. Sin embargo, la capacidad efectiva de generación estimada para el año 2030 se situará únicamente en 16.8 GW, lo que provocará un déficit potencial de 2.3 GW.

Aunque la región de Honam posee el mayor potencial de energías renovables de Corea del Sur, la red de transmisión se encuentra saturada, experimentando graves congestiones en el corredor Honam-Central durante la primavera, lo que impide la interconexión de nuevos proyectos solares. Mitigar este desbalance exclusivamente con energía fotovoltaica requeriría instalar 19.5 GW en los próximos cinco años, una meta poco realista considerando que en 2025 solo se incorporaron 679 MW de capacidad solar en la zona.

Para resolver esta problemática de secuenciación e infraestructura, los analistas sugieren implementar medidas de flexibilidad a corto plazo junto con el fortalecimiento de la generación firme. Entre las soluciones inmediatas destacan la optimización de la topología de la red de transmisión y la extensión por diez años de la vida operativa de la central nuclear de Hanbit, lo que permitiría conservar 2 GW de capacidad que están programados para salir de servicio antes de 2035.

A largo plazo, Wood Mackenzie identifica soluciones estructurales como el desarrollo de nuevos reactores en los terrenos de reserva de Hanbit y el robustecimiento del corredor de transmisión Yeongnam-Honam para aprovechar el excedente nuclear de 15.9 GW de la región vecina, disminuyendo además la dimensión del futuro proyecto de transmisión de corriente continua de alta tensión (HVDC) de la Costa Oeste

Baker Hughes asegura contratos clave para la expansión y optimización de la terminal Sabine Pass LNG de Cheniere

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La compañía de tecnología energética Baker Hughes anunció la adjudicación de tres contratos de gran escala para suministrar equipamiento de licuefacción y servicios avanzados en la terminal Sabine Pass LNG de Cheniere, ubicada en Cameron Parish, Luisiana.

Las órdenes, registradas contablemente durante el segundo trimestre, provienen de acuerdos comerciales con Bechtel Energy Inc. (Bechtel) y Cheniere, y contemplan el abastecimiento de maquinaria primaria para el Tren 7 de licuefacción, una unidad de relicuefacción de gas de evaporación (boil-off gas) y un programa integral de modernización para su flota existente de turbinas de gas.

El paquete tecnológico correspondiente a la Fase 1 del proyecto de expansión de Sabine Pass incluye el suministro de siete turbinas de gas PGT25+ G4 diseñadas para accionar 15 compresores centrífugos. Este equipamiento permitirá añadir una capacidad nominal de producción superior a los 6 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL).

Paralelamente, Baker Hughes ejecutará un plan de optimización a lo largo de un periodo de cuatro años para actualizar toda la flota instalada de turbinas de gas aeroderivadas PGT25+ G4 en la planta, incrementando su potencia y eficiencia operativa sobre la capacidad actual del complejo, que ronda los 30 MTPA.

Lorenzo Simonelli, presidente y director ejecutivo de Baker Hughes, destacó que estas soluciones integrales de ciclo de vida permiten a sus clientes acelerar la ejecución de proyectos, mejorar la confiabilidad y expandir la producción para satisfacer la creciente demanda mundial de gas natural en aplicaciones industriales y energéticas.

Por su parte, Jack Fusco, presidente y director ejecutivo de Cheniere, celebró la continuidad de una colaboración de varias décadas con Baker Hughes, calificándolos como un socio crítico para la optimización continua de la plataforma Cheniere y la consolidación de Sabine Pass como una de las instalaciones de GNL más grandes a nivel internacional.

Los precios del petróleo se moderan más de un 4% tras disiparse el repunte por las tensiones en el Estrecho de Ormuz

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Los mercados energéticos internacionales registraron una corrección a la baja este jueves, logrando moderar los precios del crudo más de un 4% tras el marcado repunte de la sesión previa.

El barril de petróleo Brent, indicador de referencia en el mercado europeo, reportó un descenso del 4.4% para situarse en los 77 dólares, retrocediendo desde el pico superior a los 80 dólares alcanzado la jornada anterior. De igual manera, el barril de petróleo WTI, de referencia en Estados Unidos, emuló la tendencia bajista al contraerse un 4.6% y cotizar en los 72.5 dólares. Los ajustes financieros se consolidaron a pesar de la ejecución de nuevos bombardeos nocturnos por parte de las fuerzas armadas estadounidenses sobre territorio iraní y de una parálisis casi total en el flujo comercial marítimo de la región.

El comportamiento volátil del crudo responde al recrudecimiento del conflicto geopolítico entre Washington y Teherán tras la ruptura definitiva de la tregua bilateral, un evento que inicialmente encareció las cotizaciones del petróleo por encima del 8%.

El Ejército de Estados Unidos ejecutó ofensivas aéreas contra objetivos en Irán por segunda jornada consecutiva, horas después de que el mandatario estadounidense, Donald Trump, emitiera advertencias desde la cumbre de la OTAN en Ankara, Turquía. Medios de comunicación iraníes confirmaron la detonación de explosiones y la activación de sistemas de defensa antiaérea en la ciudad costera de Bandar Abbas, un enclave estratégico en el litoral del Estrecho de Ormuz que ha visto colapsadas sus actividades de navegación.

Ante este panorama, la Armada de la Guardia Revolucionaria de Irán emitió un comunicado advirtiendo que los bombardeos estadounidenses afectan gravemente la planificación diseñada para la reapertura gradual del Estrecho de Ormuz, señalando que la injerencia norteamericana en la designación de las rutas de tráfico marítimo desatará una respuesta contundente y pondrá en riesgo los intereses económicos de las naciones usuarias del canal.

De acuerdo con los datos de monitoreo satelital compilados por Bloomberg, el tráfico comercial ordinario por este enclave geográfico quedó paralizado tras los últimos ataques, limitando los pocos movimientos navales detectados a una ruta de tránsito septentrional avalada formalmente por las autoridades de Teherán.

Venezuela publica reglamento petrolero histórico que elimina el control exclusivo de PDVSA en la industria

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El gobierno interino de Venezuela oficializó la publicación de un nuevo reglamento petrolero de 29 páginas en el Boletín Oficial, una medida jurídica que pone fin de manera efectiva al monopolio e intervención operativa que la estatal Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) ejerció durante décadas sobre el sector energético nacional.

El documento normativo, que representa la primera regulación integral en materia de hidrocarburos implementada en el país sudamericano desde 1943, omite por completo la mención de la petrolera estatal, cuya infraestructura y capacidad financiera sufrieron un severo deterioro tras años de corrupción y deficiencias en su gestión administrativa.

La firma del estatuto fue realizada por la presidenta interina de la administración respaldada por Estados Unidos, Delcy Rodríguez, vinculando este paso a una reforma histórica de la Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada en enero pasado. Si bien la corporación estatal ya había transferido el control administrativo de la producción de crudo a firmas privadas como Chevron a partir del año 2022, las nuevas directrices amplían sustancialmente el margen de maniobra de la iniciativa privada.

Bajo este esquema actualizado, las corporaciones internacionales y locales quedan facultadas para coordinar de forma independiente toda la cadena de valor, abarcando desde la refinación, comercialización y distribución, hasta los procesos que van desde la bocana del pozo hasta el surtidor final de combustible.

Los lineamientos publicados establecen además las condiciones fiscales del sector a través de una gama de impuestos estructurados con base en el perfil de riesgo de los activos, diferenciando las tasas de tributación aplicables a operaciones en alta mar (offshore) de aquellas situadas en yacimientos terrestres o zonas contaminadas.

Los objetivos centrales del Gobierno se orientan a dinamizar las operaciones logísticas y captar capitales extranjeros con carácter de urgencia en el marco del levantamiento de sanciones por parte de EE. UU. Esta necesidad de financiamiento se intensificó tras el impacto del doblete sísmico registrado el pasado 24 de junio, desastre natural cuyas labores de reconstrucción e infraestructura pública pretenden ser financiadas mediante los recursos fiscales captados por la nueva apertura energética.

Elawan Energy cierra financiamiento por 760 millones de euros para un macroproyecto renovable e híbrido con baterías en España

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La compañía global de energías renovables Elawan Energy, filial del grupo ORIX, concretó el cierre financiero del «Proyecto Himalaya», una de las mayores operaciones de crédito registradas en el sector energético español por un importe aproximado de 760 millones de euros.

La transacción se estructuró bajo la modalidad de project finance (financiación de proyectos) sin recurso e integra la refinanciación de una cartera de activos operativos de cerca de 1 GW con un nuevo tramo greenfield de aproximadamente 300 MW en fase de construcción y desarrollo. En su conjunto, el portafolio alcanza una capacidad superior a los 1.3 GW, distribuyéndose geográficamente en las comunidades autónomas de Castilla y León, Castilla-La Mancha y Aragón para brindar estabilidad financiera a largo plazo frente a la volatilidad de los precios del mercado eléctrico.

El Proyecto Himalaya sobresale por su carácter multitecnológico e innovador, al unificar plantas solares fotovoltaicas, parques eólicos y sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) dentro de una misma estructura financiera. Este enfoque de hibridación sobre centrales que ya se encuentran operativas permite maximizar el uso de las subestaciones e infraestructuras de interconexión existentes, optimizando el rendimiento de los activos en línea con las tendencias de descarbonización europeas.

Para flexibilizar el crecimiento de la firma, el contrato incorpora un tramo acordeón de cerca de 2.0 GW que facilitará la adición futura de nuevos proyectos en desarrollo, mientras que la previsibilidad de los flujos de caja queda respaldada por contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA).

La estructuración del financiamiento fue liderada por el equipo interno de M&A y Finanzas Estructuradas de Elawan Energy. En el ámbito bancario, Banco Santander participó en calidad de Mandated Lead Arranger y Underwriter, mientras que Banco Sabadell actuó como Mandated Lead Arranger.

El soporte jurídico y técnico de la operación estuvo a cargo de la firma Clifford Chance como asesor legal de los bancos, Watson Farley & Williams como asesor de la compañía energética, y Enertis Applus+ en la consultoría técnica. Además de su impacto ambiental, el despliegue de estas obras impulsará la economía regional mediante la generación de empleo local y la aportación de ingresos fiscales para los municipios involucrados.

La paradoja de la gasolina barata: El costo fiscal de distorsionar el mercado energético

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Por Marcial Díaz Ibarra

En la narrativa económica de América Latina, pocas ilusiones resultan tan persistentes y políticamente rentables como la noción de que los combustibles baratos son el termómetro definitivo del éxito soberano. En México, esta premisa ha moldeado la estrategia pública, fijando el precio en la bomba como un indicador de estabilidad social. Sin embargo, detrás de cada litro despachado opera una realidad financiera implacable: en economía, los costos no se evaporan; simplemente mutan de naturaleza jurídica y contable. La gasolina puede percibirse barata para el consumidor final, pero el costo real de sostener ese espejismo se traslada directamente al balance del Estado y al futuro operativo de su empresa pública.

Para entender la magnitud de esta distorsión, es imperativo analizar la escala transaccional del mercado nacional. México consume un promedio de 216 millones de litros de combustibles diarios, desglosados en 126 millones de litros de gasolina regular, 25 millones de premium y 65 millones de diésel. Este flujo consolida una demanda anual que supera los 78,000 millones de litros, con un valor de mercado que ronda los 1.8 billones de pesos. No se trata, por tanto, de un mercado de consumo ordinario, sino de uno de los principales motores de liquidez y recaudación de la macroeconomía mexicana.

El peso de la balanza comercial petrolera

Históricamente, el gran argumento para justificar la intervención de precios ha sido la búsqueda de la autosuficiencia. Si bien Petróleos Mexicanos (Pemex) ha registrado avances en el Sistema Nacional de Refinación —alcanzando promedios de producción de gasolina de 398,000 barriles diarios en el primer cuatrimestre de 2026—, la inercia estructural de la demanda mantiene al país atado al exterior. Durante el mismo periodo, las importaciones de gasolina se ubicaron en una media de 259,000 barriles diarios.

Esta condición de importador neto genera una asimetría crítica en la balanza comercial petrolera. De acuerdo con datos del Banco de México, a pesar de los esfuerzos por procesar más crudo localmente, la balanza de productos petroleros mantiene un déficit recurrente que promedia más de 2,000 millones de dólares mensuales en lo que va del año. En consecuencia, la mitad del combustible consumido en el país se compra a precios internacionales y en dólares, quedando expuesto a la volatilidad del crudo marcador (West Texas Intermediate), a las tarifas de fletes logísticos y a las fluctuaciones del tipo de cambio.

Forzar un precio estático en la bomba frente a un costo de adquisición dinámico e internacional crea un cortocircuito financiero que el Gobierno Federal ha decidido mitigar por la vía impositiva.

El mecanismo de contención en México opera principalmente a través del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). Cuando el precio internacional sube, la Secretaría de Hacienda activa estímulos fiscales, renunciando a la recaudación total o parcial de este tributo. El problema radica en que el espacio fiscal es finito. Los recursos que el Estado deja de percibir para estabilizar la gasolina se traducen en un severo costo de oportunidad macroeconómico.

Este esquema afecta con especial dureza a Pemex. La petrolera estatal requiere masivas inyecciones de capital para revertir la declinación de sus campos maduros, modernizar la infraestructura de almacenamiento (que apenas cubre unos cuantos días de inventario nacional) y desapalancar su abultada deuda financiera, que ronda los 100,000 millones de dólares. Cada peso que el sistema energético quema en subsidiar el consumo inmediato es un peso que se resta a la inversión productiva de largo plazo. Paradójicamente, la herramienta diseñada para proteger el bolsillo ciudadano termina erosionando la viabilidad operativa de la empresa que debería garantizar la seguridad energética nacional.

El dilema de la intervención:

Los mercados energéticos más resilientes no son aquellos que fijan los precios más bajos, sino aquellos que desarrollan la infraestructura suficiente para absorber los choques externos sin quebrar sus finanzas públicas.

Lecciones regionales: Los espejos de Brasil y Colombia

Brasil (Petrobras): Tras años de rigidez que le costaron miles de millones de dólares en pérdidas operativas durante la década pasada, el país sudamericano migró hacia una estrategia de «costo de oportunidad». Aunque bajo la actual gestión se han introducido criterios de mitigación para amortiguar la volatilidad extrema, Petrobras defiende la paridad internacional como el eje central para garantizar el flujo de caja necesario para sus megaproyectos en aguas profundas. Brasil entendió que descapitalizar a su petrolera para subsidiar la bomba destruía valor patrimonial.

Colombia: El país enfrentó una crisis fiscal profunda debido al déficit acumulado en su Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), que llegó a representar casi el 3% de su PIB. En un despliegue de pragmatismo económico, el gobierno colombiano implementó un desmantelamiento gradual pero agresivo de los subsidios a la gasolina corriente, llevando los precios internos a la paridad internacional. La lección fue contundente: indexar los precios a la realidad global es doloroso en el corto plazo, pero fiscalmente indispensable para evitar el colapso de las finanzas públicas y proteger la calificación crediticia de la nación.

El veredicto del mercado

México se encuentra en una encrucijada regulatoria y de mercado. Mantener la contención de precios de manera indefinida no es una estrategia de soberanía; es un subsidio regresivo que beneficia en mayor proporción a los deciles de ingresos más altos y que presiona las costuras fiscales del país.

La verdadera seguridad energética no emanará de un decreto tarifario ni de un precio de venta artificial en las estaciones de servicio. Se construirá robusteciendo la capacidad efectiva del Sistema Nacional de Refinación bajo criterios de rentabilidad, ampliando la capacidad de almacenamiento estratégico con participación pública y privada, y permitiendo que las señales de precio reflejen los costos reales de la cadena logística.

En un mercado que transacciona más de 1.8 billones de pesos al año, la complacencia económica es un lujo impagable. La energía, por definición física y económica, siempre termina cobrando su factura total. Continuar defendiendo la ilusión de una gasolina barata a expensas de la salud financiera de Pemex y de los ingresos públicos no es un acierto de política pública; es, lisa y llanamente, una factura extraordinariamente cara que terminarán pagando las próximas generaciones.