Petróleo WTI supera los 100 dólares por barril impulsado por la tensión geopolítica en Oriente Medio
Los precios internacionales del crudo registraron alzas significativas este jueves, llevando al barril de West Texas Intermediate (WTI) a superar la barrera de los 100 dólares. El repunte del marcador estadounidense ocurre un día después de que el barril de Brent rebasara ese mismo umbral.
Hacia las 12:50 GMT, el contrato de WTI para entrega en octubre cotizó en 100.27 dólares (un incremento del 4.39%), alcanzando niveles no vistos desde mayo. Por su parte, el barril de Brent para entrega en noviembre se ubicó en 104.99 dólares (con un alza del 3.73%), tras registrar un máximo intradía de 105.84 dólares.
La escalada de precios responde al incremento de las tensiones militares tras la ofensiva de Estados Unidos e Israel contra Irán iniciada el 28 de febrero, lo que provocó el bloqueo del estrecho de Ormuz. A esto se suma la complejidad logística en el estrecho de Bab el Mandeb tras el avance de los rebeldes hutíes en Yemen y la toma de la ciudad portuaria de Moca en el mar Rojo.
Tamaulipas tendrá nueva infraestructura energética y de logística, afirma presidenta Sheinbaum
Ciudad Victoria, Tamaulipas. La presidenta Claudia Sheinbaum aseguró que Tamaulipas tendrá un desarrollo importante en el sector energético, pues dijo que se está trabajando en una planta de ciclo combinado.
Y es que este tipo de plantas generan electricidad a partir del aprovechamiento de combustible, a través del funcionamiento de dos turbinas. La planta se desarrollará en Altamira bajo la dirección de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
“Les voy a dar una buena noticia, una planta de ciclo combinado en Altamira de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)”, comentó la mandataria mexicana.
Añadió que, además, ya se está trabajando en la remodelación de la refinería de Madero, la cual produce diariamente un promedio de 118,000 barriles de petróleo al día.
Dichas mejoras en Tamaulipas se dan mientras el estado se posiciona para atraer inversiones en el sector energético. Cabe destacar que en la embarcación se desarrolla el campo Trion, desarrollado en aguas ultraprofundas y que se busca explotar de la mano de Petróleos Mexicanos (Pemex) y Woodside Energy.
Desarrollo logístico
Y para poder transportar todo material necesario para el desarrollo del sector energético del estado, la mandataria mexicana aseguró que ya se trabaja en un tren que va de la Ciudad de México hasta Nuevo Laredo.
“Ya empezamos con el de Ciudad de México-Querétaro, el de Saltillo a Nuevo Laredo, y este año también antes de que acabe el año se licita toda la otra parte para tener un tren”, mencionó ante autoridades estatales.
Además, dijo que se va a construir un nuevo puente internacional, así como la ampliación del existente en Nuevo Laredo. También se creará el corredor del Golfo de México, pues se ampliará la carretera que va de Tampico a Ciudad Victoria y de esta ciudad a Reynosa.
“Vamos a ampliar también para que ayude a la carretera que va a Nuevo Laredo. Esa se licita en octubre. Luego, en el sur también, Ciudad Valles, desde San Luis Potosí a Tampico. También, que es una carretera muy pequeña también se va a ampliar”, aseguró.
Las modificaciones también impactarán al Puerto de Matamoros y de Altamira; la presidenta dijo que también va a tener un apoyo importante y un polo de bienestar para generar inversiones y empleo.
Los anuncios se dieron en un evento en el que Claudia Sheinbaum afirmó que sus informes de gobierno no se limitarán a la capital del país, y que recorrerá la nación para informar.
Acudieron con ella Luz Elena González, secretaria de Energía, Américo Villarreal, gobernador de Tamaulipas, Emilia Calleja, directora de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), entre otras autoridades estatales y federales.
Semarnat aprueba de forma condicionada el Parque Solar El Coroneo II de 48 MW en Guanajuato
La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat), a través de la DGIRA, emitió una autorización condicionada para el Parque Solar El Coroneo II, desarrollo fotovoltaico promovido por Prosolia Internacional de México en los municipios de Coroneo y Jerécuaro, Guanajuato.
El proyecto contempla una potencia nominal de 48 MW, integrada por 133,632 módulos fotovoltaicos, 1,536 seguidores y 288 inversores distribuida en una superficie de 117.8 hectáreas. La energía generada se conducirá mediante una línea de transmisión de 115 kV hacia una subestación de maniobras vinculada al proyecto adyacente El Coroneo (50 MW, de Meseta Solar).
La resolución otorga una vigencia de 1 año y 2 meses para la fase de construcción y 30 años para la operación y mantenimiento. No obstante, la autoridad fijó condicionantes clave antes del inicio de obras:
- Actualización tecnológica: Analizar el uso de paneles de mayor eficiencia y potencia para optimizar el espacio ocupado.
- Estudios de biodiversidad: Actualizar los muestreos de flora y fauna, dado que los estudios previos datan de 2019.
- Trámites y restricciones hídricas: Respetar franjas de protección de 15 metros en tres arroyos intermitentes, gestionar permisos con Conagua y tramitar ante la Sener la evaluación de impacto social y ante la propia Semarnat el cambio de uso de suelo forestal (44.1 ha).
100 mil barriles que no cuadran: lo que los controles volumétricos sí pueden resolver
Por Roberto Villeda Suárez, Director General Calpro
Durante el primer trimestre de 2026, Pemex registró una diferencia no explicada de 100 mil barriles diarios de crudo: volumen que no aparece en producción, exportación ni refinación. Así lo documentó Francisco Barnés de Castro —exdirector del Instituto Mexicano del Petróleo, exsubsecretario de Energía y exrector de la UNAM—. La cifra duplica el promedio del año anterior y enciende, una vez más, el debate sobre qué está pasando con el patrimonio energético del país.
Pemex respondió que el aumento se debe a errores operativos —empaques, desempaque y variaciones de temperatura— y que el huachicol, lejos de crecer, disminuyó 30.3%. Ambas afirmaciones merecen tomarse en serio. Pero también merecen escrutinio: 100 mil barriles diarios es un volumen extraordinario para atribuirlo a causas operativas rutinarias. Y la discrepancia no es nueva: en los últimos tres ejercicios auditados, el sistema nacional de refinación arrastra una brecha de 50 mil barriles diarios entre el crudo reportado como procesado y el que efectivamente ingresó. Eso no es un error puntual. Es una tendencia.
El problema de fondo no es solo quién tiene razón en este intercambio. El problema es que no existe hoy en México una infraestructura de medición suficiente para resolver la discrepancia con certeza. Y eso, en sí mismo, es la noticia.
Lo que sí sabemos, y lo que no podemos saber
Las cifras disponibles —producción, exportación, envíos a refinación— son públicas. Con ellas es posible identificar brechas. Lo que no es posible, con la infraestructura actual, es determinar con precisión en qué punto de la cadena ocurre la pérdida, en qué magnitud, y si responde a robo, error de medición, manipulación contable o una combinación de las tres.
Esa imposibilidad no es casual. Es el resultado directo de operar con sistemas de medición fragmentados, desactualizados o simplemente ausentes. A finales de 2025, Pemex tenía implementado apenas el 15% de los controles volumétricos requeridos en sus instalaciones, conforme a su propio Plan Estratégico 2025–2035. El plazo para completar la implementación: 10 años.
En ese contexto, tanto la hipótesis del robo como la del error operativo son técnicamente difíciles de acreditar o descartar. No porque los datos no existan, sino porque el sistema de medición no está diseñado para generarlos con la granularidad necesaria. El debate actual se está librando, en buena medida, con información incompleta.
Qué son los controles volumétricos y qué hacen realmente
Los controles volumétricos son sistemas automatizados de medición que registran en tiempo real los flujos de hidrocarburos en cada punto de la cadena: extracción, transporte por ducto, almacenamiento, refinación y distribución. No dependen de reportes humanos ni de estimaciones periódicas. Miden, registran y alertan de forma continua.
Su obligatoriedad en México está establecida en el artículo 28 del Código Fiscal de la Federación, y aplica a toda empresa —incluida Pemex— que produzca, transporte, almacene, distribuya o enajene hidrocarburos. La lógica es precisa:
Si cada litro queda registrado electrónicamente al entrar y salir de cada instalación, las brechas se detectan en tiempo real, no meses después en un informe auditado.
Si la discrepancia ocurre por error operativo, el sistema la localiza: en qué instalación, en qué turno, en qué condición.
Si la discrepancia es producto de extracción ilícita, el sistema genera la evidencia técnica necesaria para la investigación.
En otras palabras: con controles volumétricos bien implementados, la discusión entre Pemex y sus críticos no sería solamente respecto de estimaciones. Sería una lectura de datos.
La calidad en la implementación sí importa
Aquí conviene hacer una distinción que con frecuencia se omite en el debate público: no es suficiente con que exista la obligación legal de implementar controles volumétricos. Lo que al final determina si el sistema funciona es la calidad técnica de esa implementación.
Un control volumétrico implementado con calibraciones deficientes, instalado por un proveedor sin capacidad técnica real, que no está integrado a los sistemas de reporte del SAT o que no cumple al pie de la letra con los requisitos normativos, no resuelve el problema: lo oculta bajo una apariencia de cumplimiento.
La diferencia entre un sistema que funciona y uno que solo cumple formalmente no es menor. Es la diferencia entre detectar una pérdida de 100 mil barriles en el momento en que ocurre, o descubrirla —o no descubrirla— tres meses después en un informe financiero con información rezagada.
Por eso, la selección del proveedor que implementa estos sistemas no es una decisión administrativa ordinaria: implica evaluar capacidad técnica real, experiencia sectorial, integración con los estándares del SAT, y solidez en los protocolos de calibración y mantenimiento.
El costo de seguir sin medir
El análisis de Barnés permite una estimación del orden de magnitud del problema. El robo de crudo —que rondaba 15 a 20 mil barriles diarios en 2021 y 2022— alcanzó más de 50 mil barriles diarios en los tres años siguientes, coincidiendo con denuncias en Estados Unidos sobre importación ilegal de crudo mexicano. El huachicol de ducto, tras una reducción, volvió a crecer hasta cerca de 60 mil barriles diarios en 2025. El huachicol fiscal —contrabando de gasolina y diésel mediante documentación alterada— llegó a 140 mil barriles diarios en su pico. El daño económico acumulado en los últimos cinco a siete años podría superar los 740 mil millones de pesos.
Estas cifras no son producto de un análisis aislado: son el reflejo de lo que sucede cuando una industria de esta escala opera sin trazabilidad volumétrica sistemática. No se puede perseguir lo que no se puede medir. Y hoy, con el 85% de los controles volumétricos requeridos aún sin implementar en Pemex, el país sigue sin poder medir la mayor parte de lo que mueve.
El debate sobre los 100 mil barriles seguirá mientras no exista un sistema de medición que lo zanje con datos. Mientras tanto, las estimaciones —las de Pemex y las de sus críticos— seguirán siendo eso: estimaciones.
La implementación completa, rigurosa y técnicamente sólida de controles volumétricos en toda la cadena de valor del sector hidrocarburos no es una respuesta burocrática a un escándalo mediático. Es la condición mínima para que México sepa, con certeza, qué pasa con su propio petróleo.
Y saber, en este caso, tiene un valor que va mucho más allá de la fiscalización: es la base de cualquier política energética que pretenda ser seria.
Semarnat niega autorización ambiental al Proyecto Solar Las Cañas de 70 MW en Veracruz
La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat), a través de la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental (DGIRA), resolvió negar la autorización en materia de impacto ambiental al Proyecto Solar Las Cañas. La central fotovoltaica de 70.15 MW de potencia neta, promovida por Lumus Solar, contemplaba la instalación de 144,625 módulos fotovoltaicos e infraestructura de interconexión hacia la subestación Tamarindo II de la CFE en el municipio de Puente Nacional, Veracruz.
Entre las razones principales para la negativa, la autoridad ambiental señaló inconsistencias técnicas en la documentación presentada por la promovente:
- Discrepancias en la superficie total del proyecto (reportando cifras variables como 308.28, 307.16 y 186.93 hectáreas).
- Detección de vegetación forestal mediante imágenes satelitales en zonas declaradas como de uso agrícola o pastizal, sin haber acreditado adecuadamente la caracterización de flora.
- Incompatibilidades con el Programa Estatal de Ordenamiento Territorial por la cercanía y cruce con cuerpos de agua como el arroyo Naranjilla y el río Los Pescados (observaciones señaladas por la Conagua).
La resolución precisa que la empresa conserva el derecho de subsanar estas deficiencias y reingresar el proyecto a evaluación ambiental en el futuro, aunque no podrá iniciar obras hasta contar con el dictamen favorable.
IEPS y combustibles: la trazabilidad será el nuevo filtro del mercado
Por Marcial Díaz Ibarra
El mercado mexicano de combustibles se encuentra en el umbral de una nueva era de fiscalización. El anuncio de la presidenta Claudia Sheinbaum sobre la incorporación de medidas en el Paquete Económico 2027 para fortalecer la trazabilidad del IEPS en gasolinas y diésel trasciende la mera modificación tributaria: se perfila como el nuevo mecanismo estructural para ordenar el mercado y sofocar las operaciones irregulares.
La lógica de fondo parece sencilla: permitir que la autoridad siga la huella del combustible y su carga fiscal a lo largo de toda la cadena, desde su producción o importación hasta su venta final en bomba. Sin embargo, detrás de esta premisa subyace un problema mucho más complejo.
El 2 de septiembre, el Servicio de Administración Tributaria (SAT) informó que, entre octubre de 2024 y agosto de 2026, canceló la capacidad de emitir facturas a 2,205 empresas comercializadoras que, según sus hallazgos, vendían combustible de procedencia ilícita. La cifra impacta por sí sola, pero cobra una relevancia crítica cuando se contrasta con la información pública del sector energético: actualmente existe un universo aproximado de solo 714 permisos de comercialización otorgados, entre los cuales conviven diversos estatus (vigentes, reactivados, caducados y terminados por sentencia).
Frente a esta disparidad, la pregunta resulta inevitable: ¿quiénes son realmente las 2,205 empresas señaladas por el SAT?
Evidentemente, no estamos comparando universos simétricos. Una entidad puede realizar actos de comercio sin contar con un permiso energético de comercialización emitido por la autoridad regulatoria. Es, precisamente en esa brecha operativa, donde radica buena parte del problema.
Del permiso a la trazabilidad integral
Durante años, el debate regulatorio del sector se redujo a una verificación binaria: ¿tienes permiso?
Ese paradigma ha quedado obsoleto. El nuevo modelo de supervisión apunta a interrogantes considerablemente más complejas: ¿de dónde proviene el producto?, ¿quién lo importó o produjo?, ¿quién lo comercializó?, ¿cómo se transportó?, ¿qué volúmenes se recibieron y entregaron?, ¿cuadran los volúmenes con los CFDI emitidos?, ¿qué reportan los controles volumétricos? y, finalmente, ¿se enteró correctamente el IEPS correspondiente?
La verdadera fiscalización comienza cuando todos estos datos se cruzan en tiempo real. Este es, quizás, el punto de quiebre que introducirá el Paquete Económico 2027. La autoridad fiscal posee la inteligencia tributaria; las autoridades energéticas administran los permisos y la operatividad; y los sistemas aduanales y de transporte registran el movimiento físico de la molécula. Cuando estas bases de datos comiencen a comunicarse de forma automatizada, las inconsistencias quedarán expuestas de inmediato.
Una empresa podrá tener sus facturas en regla, pero si adquiere producto de un proveedor sin autorizaciones vigentes, quedará comprometida. Otra podrá ostentar un permiso válido, pero manejar volúmenes incompatibles con su capacidad operativa reportada. Las discrepancias entre los litros comprados, transportados, almacenados, facturados y vendidos dejarán de ser sombras para convertirse en alertas fiscales.
El IEPS como herramienta de control sistémico
Interpretar esta iniciativa únicamente como un afán recaudatorio sería un error de lectura. El IEPS está llamado a convertirse en el eje articulador para reconstruir la historia documental de cada litro que circula en el país.
En un ecosistema donde convergen productores, importadores, almacenistas, transportistas, distribuidores, comercializadores, estaciones de servicio y grandes consumidores, el rastreo documental representa un desafío titánico, pero también la herramienta más potente contra la informalidad y el mercado negro. El objetivo final es construir una «huella digital» del combustible, capaz de vincular de manera unívoca volumen, origen, permiso, transporte, comprobante fiscal, cadena de custodia e impuestos.
2027: El cambio de reglas de juego
La industria debe analizar con extrema cautela el desarrollo del próximo Paquete Económico. La fiscalización del futuro inmediato no dependerá prioritariamente de visitas de inspección físicas, sino del cruce algorítmico de información y la detección instantánea de discrepancias interinstitucionales.
Esto redefine drásticamente el concepto de cumplimiento regulatorio (compliance). Ya no basta con auditorías internas que confirmen que la empresa tiene sus papeles al día; ahora será indispensable auditar integralmente la cadena de valor con la que se opera. La debida diligencia sobre proveedores, transportistas y clientes dejará de ser una recomendación de buenas prácticas para transformarse en un pilar indispensable de la gestión de riesgos corporativos. Una operación formalmente pulcra puede desplomarse si alguno de los eslabones previos o posteriores rompe la cadena de trazabilidad.
El mensaje que envía la autoridad es contundente: cada litro tendrá que certificar su origen, su ruta, su comercializador y su pago de impuestos.
Si el Paquete Económico 2027 logra traducir esta ambición en un sistema tecnológico e interinstitucional efectivo, el mercado mexicano de combustibles vivirá una de sus transformaciones más profundas en décadas. Llegado ese momento, la pregunta ya no será “¿tienes permiso?”, sino una mucho más determinante:
¿Puedes acreditar la historia completa de cada litro que comercializas?
Gobierno esperaba un Pemex independiente en 2027; ahora Hacienda no responde cuando dejaría de apoyarle
La administración de Claudia Sheinbaum estimó que para 2027 Petróleos Mexicanos (Pemex) sería financieramente independiente; sin embargo, el Paquete Económico para el próximo año estima transferencias por 81 mil millones de pesos. Además el secretario de Hacienda y Crédito Público (SHCP), Édgar Amador Zamora, esquivó a la prensa y prefirió no mencionar cuando la Hacienda Pública dejaría de apoyar a la petrolera.
Pese a que se le preguntó al titular de la dependencia, y a la subsecretaria María del Carmen Bonilla, de manera insistente sobre el apoyo a Pemex, los funcionarios prefirieron hablar sobre el “éxito” que han tenido las últimas operaciones financieras sobre la petrolera, donde afirmaron se diminuyó la deuda de la empresa, incluyendo la de los proveedores.
“Creo que es una muy buena seña de que Pemex requiere ahora un subsidio, digamos, un apoyo mucho menos importante para el cumplimiento de su programa, de su plan estratégico y que estamos en el camino correcto”, dijo Amador Zamora en conferencia de prensa.
Y es que la deuda de la petrolera se encuentra en un nivel de 77,000 millones de dólares, al cierre del primer semestre de 2026. La deuda de proveedores es de 12,000 millones de dólares. Para 2027, la Hacienda Pública propuso, además de las transferencias por los 81 mil millones de pesos, de 527,121,000 millones de pesos.
“La línea presupuestal tiene como objetivo atender los vencimientos financieros de la empresa y el hecho de reducirla justamente habla de que estamos en el camino correcto para la sostenibilidad financiera y operativa de Petróleos Mexicanos”, añadió el secretario.
De acuerdo con María del Carmen Bonilla, la estrategia que se instrumentó para la empresa a inicios de la administración Sheinbaum estuvo enfocada en reducir el saldo de la deuda, reducir la concentración de vencimientos, sobre todo de corto plazo y reducir la dependencia al financiamiento de muy corto plazo.
Aseguró que eso ha fortalecido la posición financiera de la empresa y también ha reducido de manera importante el riesgo de refinanciamiento.
“Si hiciéramos un contrafactual de el monto de línea presupuestaria que hubiera requerido la compañía sin haber hecho las transacciones que se ejecutaron el año pasado, hubiera sido del orden de 136,000 millones de pesos. Ahorita estamos poniendo solamente 81,100”, afirmó Bonilla.
Dijo que dichos resultados son consistentes con la estrategia de endeudamiento neto cero. Reiteró que esa estrategia, que se mantiene para 2027 sobre la compañía, va a permitir que la parte financiera que era una preocupación importante se logre mitigar en los próximos años.
Hacienda no detalló cuando podría Pemex dejar de recibir apoyos, sin embargo, en una entrevista reciente realizada por Global Energy a Roxana Muñoz, Vicepresidente Senior de Moody’s Ratings, se mencionó que Pemex requerirá transferencias del gobierno por hasta 14,000 millones de dólares, por lo menos, hasta 2028.
Los proyectos
Respecto de los proyectos específicos de Pemex, Édgar Amador aseguró que la empresa mantiene “una cartera muy interesante y muy ambiciosa” para recuperar y incrementar la producción en el siguiente ejercicio.
María del Carmen Bonilla abonó diciendo que con base en el último reporte que dio la compañía y en línea con el plan estratégico 2025-2035, se hicieron varios proyectos de desarrollo mixto, se han adjudicado 10 proyectos de desarrollo, de los cuales nueve ya fueron formalizados y uno se encuentra pendiente de firma.
“Y estos esquemas tienen como objetivo ampliar la capacidad de ejecución y reducir las necesidades de financiamiento de la compañía”, dijo.
Primero la energía: el nuevo orden de la inversión renovable
De administrar activos a desarrollar soluciones: cómo cambió el negocio renovable en cinco años
Por Marcos Avalos | Director de Proyectos Estratégicos, Tuvansa
Los tres ejes que están reordenando la asignación de capital en energía renovable: tecnología, demanda y geografía.
En los últimos cinco años, invertir en energía renovable dejó de parecerse a comprar activos y empezó a parecerse a desarrollar infraestructura. El cambio no fue de discurso: fue de modelo de negocio. Tres desplazamientos simultáneos —uno tecnológico, uno financiero y uno de demanda— explican por qué los gestores que hoy capturan valor son los que controlan la ejecución y no solo el capital. La lectura para México es más directa de lo que parece.
El primero es tecnológico. La composición del portafolio migró de la eólica hacia la solar acompañada de almacenamiento en baterías. La razón es práctica: la combinación solar-batería es modular, se construye en plazos más cortos y, sobre todo, permite moldear el perfil de entrega en lugar de someterse a él. El activo deja de vender energía cuando el recurso lo permite y empieza a venderla cuando el cliente la necesita.
El segundo es financiero. El alza de tasas comprimió las valuaciones por flujo descontado y con ello desapareció el retorno que provenía simplemente de comprar barato y esperar. Hoy el margen se genera en la ejecución: adquisición de terrenos, gestión de permisos, conexión a la red y construcción. Esto explica el giro del mercado hacia especialistas verticalmente integrados. Quinbrook Infrastructure Partners es un caso ilustrativo: mantiene un equipo interno de más de cien personas dedicadas a desarrollo, construcción, diseño, operación y adquisiciones, bajo la premisa de que un gestor puramente financiero no puede ofrecer soluciones diferenciadas ni retener el valor que genera.
El tercero es de demanda, y es el más disruptivo. El crecimiento de los centros de datos a hiperescala invirtió la secuencia tradicional del desarrollo: el factor limitante ya no es el terreno ni el financiamiento, sino el acceso a energía firme y a un punto de interconexión disponible. Bajo la lógica de “primero la energía”, el desarrollador integra tierra, permisos y suministro dedicado en un mismo paquete. Quinbrook llevó esa idea al extremo al crear su propia plataforma de desarrollo de centros de datos, contratando talento del lado del cliente para pasar de inversionista pasivo a desarrollador activo.
De ahí se desprende el cambio de mentalidad que subyace a todo lo anterior: la conversación dejó de girar en torno a megavatios genéricos para centrarse en tres variables que el cliente sí valora —confiabilidad, costo e impacto—. En la práctica esto se traduce en baterías de larga duración, de ocho a doce horas, capaces de sostener perfiles de consumo continuo.
El mapa de oportunidades también se reordenó. Australia aparece hoy como el mercado más atractivo: retiro programado de carbón, ausencia de aranceles a paneles y baterías, irradiación solar elevada, industrias electrointensivas y una posición relevante en minerales críticos. Estados Unidos ofrece oportunidades más selectivas, concentradas en nichos como los combustibles verdes, mientras que Europa crece de forma sostenida pero con retornos menores.
México ya está viviendo su propia versión de estos tres desplazamientos. La Ley del Sector Eléctrico de 2025 reabrió la inversión privada y mixta, y las dos licitaciones lanzadas desde entonces —5.9 GW en octubre de 2025 y 6.6 GW en febrero de 2026— incorporaron el almacenamiento como componente obligado y no como accesorio. En abril de 2026, la Comisión Nacional de Energía publicó el primer marco formal para integrar sistemas de almacenamiento al Sistema Eléctrico Nacional, después de haber unificado meses antes el contrato de interconexión y conexión aplicable a centrales, almacenamiento y centros de carga. El andamiaje regulatorio dejó de ser el obstáculo principal.
Lo que sigue siendo escaso es otra cosa: capacidad de red y capacidad de ejecución. El cuello de botella no está en el recurso solar ni en el capital disponible, sino en la transmisión, en los puntos de interconexión y en los plazos para conseguirlos. Si a eso se suma la demanda de centros de datos y la relocalización industrial, la conclusión es la misma que en Australia o en Texas: quien ofrezca megavatios genéricos competirá por un margen decreciente, mientras que quien integre sitio, permisos, conexión y perfil de suministro fijará el precio. La ventaja competitiva de la próxima década será operativa antes que financiera —terreno, permisos, obra e interconexión resueltos con capacidad propia—, porque en un sistema donde la red es el recurso escaso el valor se queda con quien controla el acceso a ella.
Grupo México y Saavi Energía cierran fusión para crear un gigante privado de generación eléctrica
Grupo México, a través de su División Infraestructura, concluyó la fusión de sus activos de generación de energía con Saavi Energía, en alianza con Global Infrastructure Partners (GIP), subsidiaria de BlackRock.
Tras el cierre de la operación, Grupo México mantendrá la posición de control con un 70% de participación en el nuevo consorcio, mientras que GIP conservará el 30% restante.
La transacción consolida una de las mayores plataformas privadas de energía eléctrica del país, respaldada por una capacidad instalada combinada de 4,510 MW distribuida en 14 centrales estratégicas, además de una cartera de proyectos de crecimiento proyectada en aproximadamente 5,000 MW adicionales. La alianza sienta las bases para futuras inversiones conjuntas en infraestructura y energía tanto en México como en el continente americano.
Polymarket lanza futuros perpetuos de petróleo Brent y WTI con negociación 24/7 y apalancamiento de hasta 20x
La plataforma de predicciones Polymarket anunció el lanzamiento de contratos de futuros perpetuos vinculados a los índices de referencia del petróleo Brent y West Texas Intermediate (WTI). La medida forma parte de una amplia expansión hacia criptomonedas, acciones y materias primas (como oro y plata) que operarán sin fecha de vencimiento y de manera ininterrumpida las 24 horas, los 7 días de la semana.
El movimiento intensifica la competencia con bolsas offshore como Binance e Hyperliquid, ya que los contratos de Polymarket se negociarán en el extranjero y no estarán disponibles para operadores en Estados Unidos. Los instrumentos ofrecerán un apalancamiento de hasta 20 veces, un factor que mantiene la atención de analistas por el riesgo que implica para inversores minoristas y su potencial impacto en la formación de precios de los mercados físicos durante los fines de semana.
Por su parte, su competidor Kalshi solicitó autorización a la CFTC para lanzar su propio contrato perpetuo sobre WTI en Estados Unidos. A diferencia del esquema ininterrumpido de Polymarket, la propuesta de Kalshi contempla operaciones 24 horas al día, pero ajustadas a una jornada de cinco días a la semana para atender inquietudes regulatorias locales.