El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, exigió a las principales compañías petroleras del país reducir de inmediato los precios de los combustibles al consumidor, en un contexto de elevada presión política por el costo de la energía. A través de sus redes sociales, el mandatario criticó especialmente al presidente ejecutivo de Chevron, Mike Wirth, a quien reprochó no reconocer el respaldo de su administración a la industria, haciendo referencia al restablecimiento de operaciones de empresas estadounidenses en Venezuela.
La ofensiva de la Casa Blanca coincide con un periodo clave previo a las elecciones de mitad de legislatura, donde el precio de la gasolina y la inflación se mantienen entre las principales preocupaciones de los votantes y representan un factor relevante para el panorama político en Estados Unidos.
Las declaraciones de Trump se producen tras la publicación de los resultados financieros del segundo trimestre de grandes compañías como Chevron, ExxonMobil, Valero Energy y Marathon Petroleum, que reportaron beneficios impulsados por los altos precios del petróleo y los fuertes márgenes de refinación. En ese contexto, el presidente busca trasladar parte de esos resultados a un alivio en los precios que pagan los consumidores en las estaciones de servicio.
La empresa estima que la energía solar elevará su participación de 5.5% a 14.2% de la generación eléctrica nacional. El plan contempla nuevas inversiones, infraestructura de transmisión y almacenamiento para fortalecer el sistema eléctrico.
La transición energética en México avanza hacia una nueva etapa, en la que el crecimiento de las fuentes renovables estará acompañado por la modernización de la infraestructura eléctrica nacional. En este proceso, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) impulsa proyectos de generación, transmisión y almacenamiento para fortalecer la confiabilidad del suministro e incrementar la participación de la tecnología fotovoltaica en la matriz del país.
Como parte del Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico (PLADESE), la empresa estima que para 2035 la energía solar representará el 14.2% de la electricidad generada en México, frente al 5.5% registrado en 2025. En términos de energía entregada a la red, esto implica pasar de 19.3 a 65.6 terawatts-hora (TWh), prácticamente triplicando su participación dentro de la matriz eléctrica nacional.
Para la directora general de la CFE, Emilia Calleja Alor, la energía solar ocupa hoy un lugar estratégico dentro del proceso de expansión y modernización del Sistema Eléctrico Nacional, ya que contribuye a incrementar la participación de energías limpias, fortalecer la seguridad energética y diversificar la matriz de generación del país.
Este crecimiento está acompañado por una estrategia integral que contempla la construcción de nuevas centrales fotovoltaicas, así como también el fortalecimiento de la infraestructura eléctricanecesaria para incorporar una mayor cantidad de energía renovable con altos estándares de confiabilidad y estabilidad operativa.
A diferencia de las centrales convencionales, la generación fotovoltaica depende de la radiación solar y utiliza sistemas basados en electrónica de potencia. Por ello, la CFE trabaja en el fortalecimiento del sistema mediante soluciones que permitan integrar este tipo de generación de manera cada vez más eficiente.
Entre estas acciones se encuentran el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía, el fortalecimiento de los mecanismos de control de voltaje y potencia reactiva, así como la incorporación de tecnologías que permitan mantener la estabilidad de la red conforme aumenta la participación de fuentes renovables.
“El almacenamiento energético permitirá conservar parte de la electricidad generada durante las horas de mayor irradiación para suministrarla cuando la demanda sea más alta, incluso cuando ya no exista radiación solar, fortaleciendo así la confiabilidad del sistema eléctrico”, explica Emilia Calleja.
Además, la evolución del marco regulatorio para los sistemas de almacenamiento permitirá brindar mayor certidumbre a la incorporación de baterías dentro del Sistema Eléctrico Nacional, facilitando la integración de una capacidad renovable cada vez mayor.
Modernización de la red de transmisión
La expansión de la energía solar también está acompañada por inversiones para fortalecer la Red Nacional de Transmisión. Las regiones del noroeste y norte del país -como Sonora, Baja California, Chihuahua y Coahuila- concentran algunos de los niveles más altos de irradiación solar de México, lo que las convierte en zonas estratégicas para el desarrollo de nuevos proyectos fotovoltaicos.
Para aprovechar ese potencial, la CFE ejecuta proyectos prioritarios de transmisión e infraestructura de compensación reactiva que permitirán conectar de manera más eficiente estas regiones con los principales centros de consumo eléctrico del país.
De acuerdo con Emilia Calleja, «estas obras buscan ampliar la capacidad de la Red Nacional de Transmisión y acercar eléctricamente las zonas con mayor irradiación solar a los polos de mayor demanda mediante nueva infraestructura, fortaleciendo así la capacidad operativa del Sistema Eléctrico Nacional«.
Dentro del programa de expansión, el proyecto más representativo continúa siendo la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco, en Sonora. Con la conclusión de las secuencias III y IV, la planta alcanzará una capacidad instalada de 1,000 megawatts, consolidándose como uno de los complejos solares más importantes de América Latina.
Para la CFE, este proyecto representa uno de los pilares de la estrategia nacional para fortalecer la generación limpia, reducir la dependencia de combustibles fósiles importados, reforzar la seguridad energética y contribuir al cumplimiento de los compromisos ambientales asumidos por México en el marco del Acuerdo de París.
Impulso solar para la industria
El crecimiento industrial asociado al nearshoring también incrementa la demanda eléctrica en diversas regiones del país. En este contexto, la energía solar se perfila como una de las tecnologías que acompañarán el desarrollo industrial, al fortalecer la diversificación de las fuentes de generación y ampliar la capacidad disponible para atender nuevas inversiones.
“Los proyectos fotovoltaicos tendrán un papel relevante para responder al crecimiento de la demanda eléctrica derivado del desarrollo industrial, al tiempo que fortalecen la diversificación de la matriz de generación por tipo de tecnología”, refiere la directora general de la CFE.
Como parte del PLADESE 2025 -2039, la CFE contempla incorporar 5,393 MW de capacidad solarentre 2026 y 2030.
La expansión de la infraestructura eléctrica también incorpora nuevos Esquemas de Desarrollo Mixto impulsados por la Secretaría de Energía. La primera convocatoria despertó un amplio interésentre los desarrolladores, al registrar 223 proyectos solares, eólicos e híbridos, que en conjunto representan una capacidad potencial de 37,859 MW.
Bajo este modelo, el Estado mantiene el control operativo del despacho eléctrico a través del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), mientras que la inversión privada contribuye a acelerar el desarrollo de infraestructura para responder al crecimiento de la demanda.
«Existen condiciones en el sector para el desarrollo de infraestructura con la participación del sector privado», afirma Emilia Calleja.
Con el fortalecimiento de la generación solar, la expansión de las redes de transmisión, el desarrollo de sistemas de almacenamiento y nuevos mecanismos de inversión, la CFE busca consolidar un Sistema Eléctrico Nacional con mayor capacidad para integrar energías limpias y acompañar el crecimiento económico del país.
La meta hacia 2035 contempla incrementar la generación fotovoltaica, pero también construir la infraestructura que permita aprovechar ese potencial de manera eficiente, fortaleciendo la seguridad energética y la confiabilidad del suministro para hogares, industrias y nuevos proyectos de inversión.
La OPEP+ acordó incrementar en 188,000 barriles diarios (bpd) sus cuotas de producción a partir de septiembre, como parte del proceso de reversión de los recortes voluntarios implementados en 2023.
La decisión fue adoptada durante una reunión virtual de siete miembros clave de la alianza, entre ellos Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Argelia, Kazajistán y Omán.
Con este ajuste, el grupo acumula 940,000 bpd adicionales en sus objetivos de producción desde finales de febrero de 2026. El aumento coincide con la normalización gradual de los flujos de exportación en el Golfo Pérsico, favorecida por la reducción de las tensiones en el Estrecho de Ormuz, lo que ha contribuido a aliviar la presión sobre el suministro hacia los mercados asiáticos.
No obstante, analistas y la Agencia Internacional de Energía (AIE) advierten que la producción efectiva continuará por debajo de las cuotas oficiales. Factores como las sanciones a Rusia, las limitaciones de infraestructura y las interrupciones en el sistema del Consorcio del Oleoducto del Caspio (CPC), que afectan a Kazajistán, restringen la capacidad de varios productores.
En este contexto, Arabia Saudita sigue concentrando la mayor parte de la capacidad ociosa del grupo, mientras la OPEP+ prevé mantener sus cuotas sin cambios durante el último trimestre del año.
La Secretaría de Energía (SENER) y el Banco Mundial acordaron una agenda de colaboración para fortalecer la infraestructura del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), con el propósito de mejorar la seguridad energética, ampliar la capacidad de la red y promover un desarrollo más equitativo mediante el principio de justicia energética.
El acuerdo surgió durante una reunión entre la secretaria de Energía, Luz Elena González, y el presidente del Banco Mundial, Ajay Banga, en la que se definieron prioridades para impulsar inversiones sostenibles, reforzar la estabilidad del suministro eléctrico y fomentar la cooperación técnica en proyectos estratégicos para el sector.
Asimismo, el Banco Mundial expresó su interés en participar en las iniciativas del Plan México, apoyando el desarrollo de infraestructura eléctrica mediante esquemas de financiamiento y asistencia técnica. De acuerdo con la SENER, esta colaboración busca fortalecer la resiliencia del sistema eléctrico nacional y asegurar que la transición energética genere beneficios directos para las comunidades, impulsando un crecimiento económico sostenible e incluyente.
La multinacional Cox fue adjudicada con un contrato de suministro de energía eólica a 20 años tras la licitación pública de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) de Panamá. El acuerdo contempla la entrega de aproximadamente 5.22 TWh de electricidad renovable durante su vigencia, con un valor superior a 350 millones de dólares, reforzando la presencia de la compañía en el mercado energético centroamericano.
El suministro estará respaldado por el proyecto Santa Cruz Wind, un parque eólico de 68.4 MW de capacidad instalada, integrado por 12 aerogeneradores y con una generación estimada de 260 GWh anuales. La energía producida abastecerá a las principales empresas distribuidoras del país, contribuyendo a fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico y a incrementar la participación de fuentes renovables en la matriz energética panameña.
De acuerdo con Martín Sucre Champsaur, Regional Manager de la plataforma Arco Central de Cox, la adjudicación representa un paso estratégico para consolidar la operación del grupo en Centroamérica y el Caribe, al ampliar su portafolio de activos renovables y contratos de largo plazo que proporcionan mayor estabilidad y previsibilidad a sus ingresos.
La Secretaría de Hacienda y Crédito Público publicó los estímulos fiscales al Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) aplicables del 1 al 7 de agosto de 2026, reduciendo el apoyo para las gasolinas Magna y Premium, mientras incrementó el estímulo destinado al diésel para mitigar el impacto en los costos del transporte.
Con este ajuste, la gasolina Magna recibirá un estímulo de 2.45 pesos por litro, por lo que la cuota del IEPS será de 4.25 pesos por litro. En el caso de la Premium, el apoyo quedó en 1.50 pesos por litro, con una cuota de 4.16 pesos por litro. Para el diésel, Hacienda elevó el estímulo a 5.59 pesos por litro, reduciendo el impuesto efectivo a 1.77 pesos por litro, equivalente al 24% de la cuota máxima.
La dependencia explicó que estos ajustes responden al comportamiento de los mercados internacionales, luego de que el Brent registrara un incremento de 24% durante julio, cerrando en 90.12 dólares por barril debido a las tensiones geopolíticas en Medio Oriente. Asimismo, informó que los estímulos a los combustibles representaron 42,000 millones de pesos durante el primer semestre de 2026, aunque su impacto sobre las finanzas públicas ha sido compensado por el aumento en los ingresos petroleros de Pemex derivados de las exportaciones.
La energética Moeve (antes Cepsa) confirmó que mantiene negociaciones con la portuguesa Galp para integrar parte de sus negocios de downstream, con el objetivo de firmar un acuerdo vinculante durante el segundo semestre del año. La operación busca crear un operador energético de mayor escala en la Península Ibérica, fortaleciendo su posición competitiva frente a Repsol.
El proyecto contempla la creación de IndustrialCo, que agrupará las actividades de refinación, petroquímica, trading y combustibles de bajas emisiones, donde los accionistas de Moeve (Mubadala y Carlyle) controlarían alrededor del 80% del capital y Galp el 20% restante. Asimismo, se establecería RetailCo, una sociedad con participación compartida al 50%, encargada de operar la red de estaciones de servicio, infraestructura de recarga para vehículos eléctricos y soluciones de movilidad.
La operación permanece bajo revisión del Gobierno de Portugal, que considera estratégica la evolución de la refinería de Sines para reforzar la seguridad energética y acelerar la producción de combustibles sostenibles de aviación (SAF), biocombustibles e hidrógeno renovable, consolidando a la instalación como un centro clave para la transición energética en el sur de Europa.
La división petrolera de Grupo México, Pemsa, reanudó la operación de cuatro plataformas de perforación en el Golfo de México, impulsada por la normalización de los pagos de Petróleos Mexicanos (Pemex) a sus contratistas. La medida representa un paso importante en la recuperación de la actividad offshore, luego de que las unidades permanecieran inactivas desde diciembre de 2024 por retrasos en los pagos de la empresa estatal.
Según el reporte financiero del segundo trimestre de 2026 de Grupo México, dos plataformas retomaron operaciones el 3 de julio, mientras que las dos restantes entrarán en servicio durante agosto. La reactivación ha sido posible gracias a la mejora en la situación financiera de Pemex, respaldada por el programa de apoyo del Gobierno Federal, que contribuyó a reducir su deuda de 113,000 millones de dólares en 2020 a 79,000 millones de dólares.
La recuperación también se refleja en la actividad del sector. Datos de Baker Hughes muestran que el número de plataformas activas en aguas mexicanas alcanzó 14 unidades en junio de 2026, un incremento de 40% respecto al año anterior y el nivel más alto desde finales de 2024. En este contexto, empresas de servicios petroleros como Weatherford anticipan una mayor expansión de la exploración y producción marina hacia 2027.
La petrolera británica BP anunció el inicio del proceso para vender sus activos de exploración y producción en el Mar del Norte británico, una operación valorada entre 2,000 y 2,600 millones de dólares. La decisión forma parte de la estrategia de reestructuración de la compañía para optimizar su portafolio, reasignar capital y concentrar inversiones en proyectos con mayores márgenes de rentabilidad.
La desinversión se suma a la tendencia de otras grandes petroleras, como Shell, ExxonMobil, Chevron y TotalEnergies, que han reducido su presencia en esta cuenca madura ante el declive natural de la producción y el creciente interés por activos más competitivos. Según Rystad Energy, el valor ajustado de la cartera de BP alcanza los 2,600 millones de dólares, y entre los potenciales compradores figuran operadores especializados como NEO NEXT+, Adura e Ithaca Energy.
Tras más de 60 años de operaciones en el Mar del Norte, BP busca transferir participaciones en cinco importantes centros de producción, incluido el campo Clair, el mayor yacimiento de la plataforma continental británica. Uno de los principales retos de la operación será definir las responsabilidades asociadas al futuro desmantelamiento de la infraestructura, un factor clave para la valoración final de los activos.
La terminal Energía Costa Azul (ECA LNG), ubicada en Baja California, realizó su primer embarque comercial de Gas Natural Licuado (GNL), marcando el inicio de operaciones de su primera fase y aumentando significativamente la participación de México en la cadena global de suministro energético.
Con la entrada en operación de su primer tren de licuefacción, el proyecto incorpora 400 millones de pies cúbicos diarios (0.4 Bcf/d) de capacidad exportadora, triplicando la capacidad actual del país. Además, se convierte en la primera terminal de GNL en el Pacífico mexicano, ofreciendo una ventaja logística para atender mercados asiáticos mediante rutas marítimas más eficientes.
El proyecto, desarrollado por Sempra, cuenta con permisos del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE) para exportar gas estadounidense a mercados internacionales. La compañía también analiza una segunda fase que añadiría 1.6 Bcf/d adicionales mediante dos nuevos trenes de licuefacción, consolidando a México como un punto estratégico para la exportación de GNL.
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