La empresa PV Sandom Solar ingresó ante la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) dos Manifestaciones de Impacto Ambiental (MIA) en modalidad regional para la construcción de una planta solar y su infraestructura de evacuación eléctrica en Hopelchén, Campeche. El desarrollo contempla una inversión conjunta de 61.8 millones de dólares (aproximadamente 1,090.4 millones de pesos mexicanos), de los cuales 54.49 millones de dólares se destinarán al parque fotovoltaico y 7.31 millones de dólares a la línea de transmisión.
El proyecto «PV Sandom Solar» abarcará 119.82 hectáreas e instalará 111,240 módulos fotovoltaicos de 73.24 MWp de potencia sobre 4,183 seguidores solares de un eje, acompañados por 206 inversores y 11 centros de transformación. La central integrará un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) con capacidad de 108 MWh, distribuido en 24 contenedores y 36 centros de transformación sobre una superficie de 0.72 hectáreas. Asimismo, el desarrollo figura entre los seleccionados en la primera convocatoria de esquemas de desarrollo mixto de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
Infraestructura de interconexión y plazos ambientales
La evacuación de energía se realizará a través del proyecto complementario «LT PV Sandom Solar», consistente en una línea aérea de transmisión de 115 kV y 6.77 kilómetros de longitud, equipada con 34 torres metálicas de celosía y una capacidad de transporte de 86.18 MVA hacia el Sistema Eléctrico Nacional. El estudio fija un horizonte operativo de 30 años, con un periodo de preparación y construcción de cinco años para la central y tres años para la línea eléctrica.
El Gobierno de Argentina formalizó la inclusión del desarrollo no convencional «Bajo del Choique-La Invernada» al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) mediante la Resolución 1808/2026 publicada en el Boletín Oficial. La decisión otorga ventajas fiscales y regulatorias al proyecto de 12,240 millones de dólares (10,921 millones de euros) ejecutado por las petroleras Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en la formación de Vaca Muerta, permitiendo acelerar los plazos de construcción e incrementar en un 34% la extracción de hidrocarburos respecto al calendario original.
El plan de desarrollo contempla la perforación de 620 pozos —a razón de 41 pozos anuales mediante el despliegue de tres equipos de perforación— y la construcción de plantas de procesamiento de crudo y gas. De acuerdo con el Ministerio de Economía de Argentina, el yacimiento proyecta una extracción acumulada de 613 millones de barriles de petróleo y 50,366 millones de metros cúbicos de gas natural a lo largo de su ciclo operativo, destinando el 92% de la producción total a los mercados de exportación.
Estructura operativa y metas de producción
La ejecución del complejo se dividirá en dos etapas operativas: la primera alcanzará una meta de 50,000 barriles de petróleo y 6 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, mientras que la segunda etapa duplicará la capacidad hasta los 100,000 barriles diarios de crudo y 12 millones de metros cúbicos diarios de gas. El flujo proyectado generará ingresos por exportaciones de energía superiores a los 2,300 millones de dólares (2,052 millones de euros) al año.
El gobierno de Corea del Sur oficializó la estrategia nacional de descarbonización y transición energética denominada K-GX (Korea-Green Transformation), la cual contempla un paquete de inversión de 1.000 billones de wones (aproximadamente 747,000 millones de dólares) con horizonte al año 2035. El programa canalizará una quinta parte de los fondos mediante gasto público directo y el 80% restante a través de esquemas de financiamiento climático, con la meta de instalar 100 gigavatios (GW) de nueva capacidad renovable hacia 2030 y lograr que los vehículos eléctricos e impulsados por hidrógeno representen más del 70% de las ventas de autos nuevos en 2035.
La iniciativa K-GX focaliza sus esfuerzos en la transformación industrial de cinco sectores de alta emisión: siderurgia, petroquímica, refinación, cemento y fabricación de semiconductores. En el rubro siderúrgico, el país asiático busca convertirse en el primer productor global de acero verde a escala industrial mediante el uso de hidrógeno en reemplazo del carbón, proceso que reduciría la huella de CO₂ en la fabricación tradicional a partir de mineral de hierro. De acuerdo con un análisis de Agora Industry y Cambridge Econometrics, la demanda surcoreana de hierro verde procesado podría alcanzar los 10 millones de toneladas anuales hacia el año 2050.
Oportunidad estratégica para el comercio internacional con Australia
La reconversión industrial de Corea del Sur genera una oportunidad para Australia, su principal proveedor de materia prima. Un informe de Agora Industry reveló que la producción de hierro de reducción directa por hidrógeno (H₂-DRI) en origen permitirá a Australia transformar su modelo extractivo, aportando hasta 22,300 millones de dólares australianos al PIB y creando 112,000 empleos directos hacia 2050, impulsando un crecimiento del 29.5% en su producción siderúrgica nacional.
La corporación tecnológica Amazon anunció un acuerdo estratégico para financiar el desarrollo de un proyecto de generación nuclear de 960 megavatios (MW) en Indiana, convirtiéndose en el cliente principal para adquirir la electricidad generada. El proyecto, cuya operación estará a cargo de la empresa de servicios públicos American Electric Power (AEP), contempla la instalación de 12 reactores modulares pequeños (SMR) del modelo Xe-100, suministrados por la firma especializada X-energy, e irá ubicado en los terrenos de una antigua planta de carbón demolida al sur de Terre Haute.
La iniciativa constituye el segundo contrato comercial suscrito entre Amazon y X-energy —con una escala tres veces mayor que su primer acuerdo acordado dos años atrás— y se conecta con el compromiso de ambas compañías para desplegar hasta 5 gigavatios (GW) de capacidad nuclear en Estados Unidos hacia el año 2039. A diferencia de otras instalaciones privadas, la energía generada por esta central se inyectará directamente a la red eléctrica pública para abastecer simultáneamente la demanda de los centros de datos de la empresa de comercio electrónico.
Evaluación regulatoria y desempeño de mercado
La viabilidad del calendario operativo de X-energy depende de la ejecución de su proyecto inicial Seadrift en Texas, el cual contempla cuatro reactores Xe-100 para un complejo de Dow Chemical y cuya solicitud de permiso de construcción se encuentra en la fase final de revisión por parte de la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos (NRC). Tras ingresar al mercado bursátil en el Nasdaq con una oferta pública inicial a 23 dólares por acción, el anuncio de la transacción con Amazon impulsó los títulos de X-energy un 10% en las operaciones previas a la apertura del mercado.
El capital canadiense puede participar en la transición energética de México, siempre que el inversionista conozca el plan de infraestructura, las condiciones del mercado y cuente con un socio financiero. Scotiabank México expone esa visión y la vincula con la relación bilateral y con su inversión social.
Las empresas canadienses figuran entre los inversionistas con mayor presencia en México. Scotiabank y TC Energía, dos de ellas, mantienen programas de inversión social en el país. En entrevista, Manuel Silva, director de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad del banco, expuso cómo observa el sector energético mexicano y qué oportunidades identifica en la relación comercial con Canadá.
A pregunta expresa de Global Energy, Silva señaló que el banco observa oportunidades en todos los segmentos de la transición energética, desde renovables hasta almacenamiento y electrificación. Al abordar el mercado, el directivo situó a México y Canadá en el mismo escenario de cambio. “Canadá está avanzando de manera importante en energías renovables, y en México esa conversación también está cobrando fuerza”, señaló el directivo.
La demanda del mercado mexicano se observa en las licitaciones de inversión en energía que se han realizado en el país. Según el directivo, esos procesos reflejan el interés de los inversionistas por proyectos de esta naturaleza, aunque no detalló montos ni proyectos concretos.
Antes de comprometer recursos, el inversionista canadiense evalúa varias condiciones. Para él, la necesidad de energía del país es lo principal. Sin embargo, esa necesidad no reemplaza el análisis del marco en el que se ejecutan los proyectos. “El inversionista canadiense necesita conocer el plan de infraestructura y las condiciones del mercado, además de un socio financiero que le ayude a entender su dinámica”, señaló el directivo.
Para evaluar el entorno económico, citó el paquete económico que presentó Hacienda, al que atribuyó señales sobre la solidez de la economía mexicana. También sostuvo que los inversionistas necesitan reglas de juego definidas, y que México avanza en esa dirección. Según él, estos requisitos resultan necesarios para atraer capital a los proyectos energéticos en distintas regiones del país.
Para el directivo, las misiones comerciales entre México y Canadá contribuyen a generar confianza, junto con el trabajo de los equipos de economía de ambos gobiernos. Del lado canadiense, el primer ministro Mark Carney encabezó una cumbre de inversión con fondos de pensiones y fondos soberanos. En ese foro se expuso una cartera de proyectos en ferrocarriles, gas y energía, y el directivo la ubicó dentro del fortalecimiento interno de ambos países.
La colaboración bilateral se concentra en cuatro sectores principales: energía, manufactura avanzada, ciberseguridad e inteligencia artificial. Según Manuel Silva, en estos sectores se observa mayor intercambio de conocimiento y talento. En energía, Canadá tiene un desarrollo en temas energéticos que responde a una prioridad del plan de infraestructura del gobierno mexicano.
Sobre el T-MEC, el directivo expresó confianza en su futuro y en una integración mayor del corredor de Norteamérica. Reconoció que el plazo de la renovación no está definido, aunque señaló que ambos países fortalecen sus planes internos mientras se alcanza una decisión. Ese fortalecimiento, según él, coloca a México y Canadá en mejor posición para enfrentar distintos escenarios de la negociación.
Scotiabank presentó ScotiaRISE, un programa con el compromiso de invertir más de 500 millones de dólares canadienses en un periodo de 10 años. El directivo ubicó a México como el segundo país donde más invierte el banco, después de Canadá. El portafolio social asciende a entre 3 y 4 millones de dólares canadienses al año, y las alianzas abarcan más de 30 organizaciones sociales y presencia en los 32 estados del país.
Inversión social con alcance nacional
En la presentación, Pablo Elek, director general de Scotiabank México, destacó el valor de las alianzas. “Otro concepto que tenemos es el poder de las alianzas, porque juntos podemos hacer más y nos podemos multiplicar”, señaló.
Por su parte, TC Energía celebra 30 años de operación en México y ha invertido más de 11,000 millones de dólares en el país. La empresa destinó alrededor de 121 millones de dólares a inversión social en un periodo de 15 años.
TC Energía destacó su relación con las comunidades donde opera. “Las mejores alianzas se construyen en beneficio de las personas y comunidades”, afirmó Gregory Romero, presidente de Ductos de Gas Natural en México de TC Energía.
Scotiabank y TC Energía anunciaron junto con el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) un programa de apoyo a empresas familiares dedicadas a la producción de ostión en las comunidades de Zanjita y Majahual, en Tamiahua, Veracruz. El PNUD explicó que la actividad enfrenta la disminución de los bancos naturales, ciclos productivos limitados, baja tecnificación y dificultades de comercialización. Frente a ese diagnóstico, el programa busca que las familias productoras recuperen capacidad productiva y mejoren sus ingresos.
El programa contempla una inversión de 3.5 millones de pesos y beneficiará a 35 familias. Sus componentes incluyen un diagnóstico participativo, capacitación técnica, un sistema de cultivo suspendido de ostión y un modelo cooperativo con perspectiva de género. El PNUD proyecta un incremento de entre 15% y 20% en la producción frente a la línea base, y estima 157 personas beneficiarias indirectas en la comunidad.
La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) proyecta una transformación estructural en el Sistema Interligado Nacional (SIN) de Brasil debido a solicitudes de conexión eléctrica que suman 54.2 gigavatios (GW) al año 2038, derivadas de la expansión de infraestructura digital y proyectos de descarbonización. De acuerdo con el Plan Decenal de Expansión de Energía 2035 (PDE 2035), el volumen total solicitado —equivalente a más de la mitad del pico máximo de demanda nacional de 105 GW registrado en febrero de 2025— se divide entre 26.3 GW para centros de datos y 27.9 GW para plantas de hidrógeno y amoníaco verde.
La concentración geográfica presenta una marcada asimetría operacional: el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde se focaliza en la región Nordeste (con polos clave en Ceará, Piauí y Rio Grande do Norte), mientras que la demanda de data centers se concentra predominantemente en el estado de São Paulo, donde el Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) registra solicitudes por 3,914 MW. Para hacer frente a esta concentración de cargas electrointensivas, el Ministerio de Minas e Energía (MME) y la EPE programaron 45 estudios técnicos de transmisión durante 2026, proyectando inversiones acumuladas en infraestructura de red de entre 98,300 millones y 147,800 millones de reales hacia 2035.
Planificación de la infraestructura de transmisión y necesidades de capital
En el segmento de regulación operativa, el ONS aceptó en febrero de 2026 un total de 43 solicitudes de acceso a la Red Básica, incluyendo 38 proyectos de data centers que representan 7,040 MW de demanda directa. Para viabilizar la integración de estas cargas en el Nordeste, el gobierno contempla la asignación de 5,680 millones de reales destinados a habilitar hasta 4 GW adicionales de potencia, en el marco de una estimación global de inversión en transmisión que alcanzará aproximadamente 24,000 millones de dólares durante la próxima década.
La filial española del grupo energético Engie formalizó su incorporación como empresa asociada a la organización Multinacionales con España, reforzando la representación de las firmas internacionales orientadas a promover la inversión, la competitividad y el desarrollo sostenible en el país. La integración busca impulsar un entorno regulatorio y operativo favorable para la inversión extranjera y poner en valor la aportación de los grupos multinacionales a la modernización del tejido productivo español.
Engie España cuenta con una trayectoria de más de 25 años en el mercado ibérico, gestionando una plantilla de más de 1,700 empleados y cerca de 4,000 MW de capacidad instalada en proyectos de generación renovable, tecnologías flexibles de baja emisión y sistemas de almacenamiento energético. Adicionalmente, la compañía acompaña a industrias y municipios en sus planes de descarbonización mediante soluciones de autoconsumo, redes de calor y frío, cogeneración, eficiencia energética y contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA).
Posicionamiento en la cadena de valor energética e infraestructura
La participación de la firma abarca desde el financiamiento y construcción de infraestructura hasta la comercialización, trading y gestión energética integral en el mercado español. Por su parte, la dirección general de Multinacionales con España subrayó que la incorporación del grupo energético fortalece la capacidad de la asociación para abordar los retos de competitividad, atracción de capital y transición ecológica en el país.
La empresa Invenergy Solar Development México ingresó la Manifestación de Impacto Ambiental (MIA) ante la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) para el desarrollo del proyecto «Bura Energy Center» en el estado de Baja California. La instalación contempla una central fotovoltaica con una capacidad de inyección a la red de 38 megavatios (MW) y una potencia nominal instalada de 50.59 MWp, integrada por 77,832 módulos solares de 650 W montados sobre seguidores de un eje.
El componente principal del desarrollo radica en un sistema de almacenamiento de energía en baterías de ion-litio (BESS) con una capacidad operativa de 238 megavatios hora (MWh) —equivalente a seis horas de entrega a máxima potencia— y una capacidad instalada en corriente continua de 254 MWh distribuida en 30 unidades. La infraestructura ocupará una superficie de 105.86 hectáreas y se conectará mediante una línea de transmisión de 69 kilovoltios (kV) y 1.6 kilómetros de longitud hacia la subestación La Rumorosa de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
Esquema técnico, consumo de insumos y plazos de ejecución
El proyecto incorporará 11 inversores, 27 transformadores, una subestación elevadora de 50 MVA y ocho equipos de conversión de potencia de 5 MW para la gestión de carga de las baterías. La fase de preparación de sitio y construcción requerirá un periodo estimado de 18 meses, con un consumo proyectado de 8,000 metros cúbicos de agua durante las obras y 1,500 metros cúbicos anuales para la operación y limpieza de los paneles durante su vida útil de 30 años.
Vista de la torre de Iberdrola, sede social de la compañía eléctrica, en Bilbao. La multinacional ha alcanzado un acuerdo para adquirir el 80 % del grupo Caruna, la principal compañía de distribución eléctrica de Finlandia, en una operación en la que se valora la compañía en 5.000 millones de euros, según ha comunicado a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). EFE/Luis Tejido/Archivo
La compañía energética Iberdrola presentó una nueva funcionalidad dentro de su plataforma Asistente Smart Avanzado, la cual utiliza algoritmos de Inteligencia Artificial para automatizar el funcionamiento de los sistemas de climatización y agua caliente sanitaria en los hogares. El sistema ajusta de forma automática los ciclos de consumo durante las horas con mayor generación de energía renovable y precios de electricidad más bajos en el mercado, manteniendo los parámetros de confort térmico fijados por los usuarios.
La adopción de esta herramienta permite generar ahorros anuales de entre 100 y 300 euros por vivienda, dependiendo de la superficie, el número de habitantes y el tipo de equipamiento instalado. Según estimaciones de la empresa, una vivienda de 100 metros cuadrados con cuatro ocupantes que utilice aire acondicionado obtiene un ahorro promedio de 100 euros al año, mientras que la misma propiedad equipada con un sistema de aerotermia alcanza reducciones de hasta 300 euros anuales en su facturación eléctrica.
Compatibilidad de equipos y esquemas de incentivos financieros
La solución tecnológica se diseñó inicialmente para instalaciones integradas con dispositivos de control Airzone, los cuales Iberdrola incorporó de serie en sus ofertas de aerotermia. La estrategia de la compañía incluye esquemas de incentivos como la Campaña Renove —con descuentos de hasta el 85% en el costo total de instalación—, la aplicación de Certificados de Ahorro Energético (CAE) y opciones de financiamiento sin comisiones.
Honda R&D Co., Ltd., en alianza con Taisei Corporation y Taisei Rotec Corporation, completaron el desarrollo de la tecnología base para un sistema vial de transferencia inalámbrica de energía por acoplamiento magnético (WPT). El sistema, orientado a la carga dinámica de vehículos eléctricos (DWPT) durante su circulación, integra unidades transmisoras de alta densidad de potencia compatibles con corriente continua desarrolladas por Honda, infraestructura de suministro de alta respuesta de Taisei y técnicas de integración en pavimento diseñadas por Taisei Rotec.
Las pruebas de validación previas, realizadas en la pista de pruebas T-FIELD/SATTE, confirmaron que la estructura del pavimento y los componentes viales soportan el tráfico pesado de vehículos comerciales de hasta 20 toneladas. La tecnología integró por primera vez el inversor y la bobina en una sola unidad de transferencia, facilitando su instalación en vialidades existentes mediante técnicas de fresado del pavimento.
Fases de prueba y participación en proyectos de infraestructura vial
A finales de 2026, los socios construyeron una pista de pruebas especializada en el T-FIELD/TAMURA para someter la infraestructura a ensayos de durabilidad equivalente a un millón de pasadas de carga pesada y validar potencias de salida de hasta 150 kW a altas velocidades. Asimismo, el consorcio confirmó su participación en las pruebas de demostración en vías públicas del «Proyecto Tateyama», ejecutado por East Nippon Expressway Company (NEXCO East) en la autopista de Tateyama a partir del año fiscal japonés 2027.
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