Equinor, en colaboración con los socios Okea y Pandion Energy, anunció el hallazgo de gas y condensado en el pozo de exploración Mistral Sør, ubicado en el mar de Noruega. La estimación preliminar sugiere que la nueva reserva podría contener entre 3 millones y 7 millones de metros cúbicos estándar de petróleo equivalente, lo que equivale a entre 19 millones y 44 millones de barriles de petróleo equivalente recuperables (boe).
Este hallazgo es especialmente relevante debido a la alta demanda de gas noruego en Europa, un recurso crucial para la seguridad energética del continente. De acuerdo con Grete B. Haaland, vicepresidenta senior de exploración y producción norte de Equinor, la empresa considera este descubrimiento como comercial y está evaluando la posibilidad de conectarlo a la infraestructura existente o desarrollarlo junto a otros hallazgos cercanos.
El pozo fue perforado en la licencia de producción 1119 por la plataforma Deepsea Atlantic, encontrando una columna de hidrocarburos de aproximadamente 45 metros de espesor en la Formación Garn, la cual mostró buenas propiedades de reservorio. La infraestructura de gas en la zona ya está en desarrollo, lo que facilita las opciones de explotación.
El pozo Mistral Sør se encuentra cerca de Linnorm, el mayor descubrimiento de gas no desarrollado en la plataforma continental noruega, para el cual Equinor asumió la operatividad en 2023. Tras completar su perforación, el pozo será sellado permanentemente, y la plataforma Deepsea Atlantic continuará sus operaciones en el campo Utgard.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) completó el traslado de un transformador trifásico desde Saltillo, Coahuila, hasta Playa del Carmen, Quintana Roo, con una inversión de 49.37 millones de pesos. El equipo recorrió más de 2,500 kilómetros en una operación estratégica para fortalecer el sistema eléctrico en el sureste de México, ante el incremento en la demanda energética previsto para el verano de 2025.
Como parte de los preparativos, se instalarán bancos de capacitores en siete subestaciones del norte de Quintana Roo, con una inversión adicional de 194.39 millones de pesos. Además, el Consejo de Administración de la CFE aprobó la ejecución de 18 proyectos de confiabilidad de la Red General de Distribución, con una inversión de 9,681 millones de pesos, destinados a reducir pérdidas técnicas, modernizar subestaciones, automatizar redes y regularizar colonias populares.
También se incluyen 137 proyectos del Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) para la expansión y modernización de la infraestructura de distribución. Adicionalmente, el Plan de Expansión de Generación 2025-2030 contempla 12 proyectos estratégicos con una capacidad de 5,840 MW, beneficiando a nueve entidades del país.
El Gobierno de México ha diseñado un plan de contingencia para garantizar el suministro eléctrico en caso de que se restrinja el acceso al gas natural de Estados Unidos, informó Jorge Islas, subsecretario de Planeación y Transición Energética de la Secretaría de Energía. Actualmente, más del 60% de la generación eléctrica en México depende de este combustible.
Durante la inauguración de la Expo RE+ en Guadalajara, Islas señaló que, aunque la posibilidad de restricciones en el suministro de gas natural ha sido mencionada entre congresistas de Estados Unidos, México cuenta con alternativas para evitar apagones. Entre estas medidas, destacó que las presas hidroeléctricas están en niveles altos y que el país dispone de termoeléctricas en «reserva fría», listas para ser activadas en caso de emergencia.
El subsecretario también recordó que, en el pasado, eventos como las heladas en Texas afectaron la infraestructura de gas en México, lo que llevó a recurrir a fuentes carboeléctricas y combustóleo para mantener la generación de electricidad. Por esta razón, la administración de Claudia Sheinbaum mantendrá estas opciones como respaldo ante posibles contingencias climáticas o fluctuaciones en los precios del gas.
En términos de inversión, Islas adelantó que el actual sexenio contempla un aumento del 80% en los recursos destinados a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), con una inversión de 12,300 millones de dólares. De este monto, 7,500 millones se destinarán a infraestructura de transmisión eléctrica, 3,600 millones a distribución y 12,300 millones a la generación de 13,024 megawatts adicionales de capacidad instalada.
Para 2030, se prevé que la demanda eléctrica alcance los 64,979 megawatts y que el 38% de la generación provenga de fuentes limpias. Además, el sector privado podrá mantener hasta un 46% de la generación eléctrica en México. Islas adelantó que este año podrían anunciarse proyectos conjuntos entre el Gobierno y empresas privadas para fortalecer el sistema eléctrico del país.
El Reino Unido iniciará pruebas con el primer camión de hidrógeno de Scania, un prototipo de vehículo eléctrico de celda de combustible (FCEV) que formará parte del programa Zero Emission HGV Infrastructure Demonstrator (ZEHID), financiado por el Departamento de Transporte y Innovate UK. Este ensayo busca evaluar la viabilidad del hidrógeno en el transporte de carga pesada, considerando factores como capacidad de carga, eficiencia y tiempos de reabastecimiento.
El prototipo operará en la flota de una empresa de transporte a partir del primer trimestre de 2026 y contará con 56 kg de almacenamiento de hidrógeno, lo que le permitirá una autonomía de hasta 850 km. A diferencia de los camiones eléctricos de batería, el modelo de hidrógeno mantiene un peso similar al de los vehículos diésel, permitiendo transportar más carga sin afectar la eficiencia operativa.
Uno de los desafíos clave para la adopción del hidrógeno en el sector es la infraestructura de recarga. Actualmente, el Reino Unido tiene una disponibilidad limitada de estaciones de hidrógeno. Para abordar esta limitación, la organización HyHAUL está desarrollando una red de suministro a lo largo del corredor M4, que incluirá tres estaciones de abastecimiento con capacidad de hasta dos toneladas de hidrógeno por día y un plan de expansión para una flota de hasta 300 camiones de hidrógeno para 2030.
Scania continúa explorando tecnologías de cero emisiones, desarrollando tanto camiones eléctricos como de hidrógeno dentro de su programa «Pilot Partner». Los resultados de esta prueba proporcionarán datos clave sobre la viabilidad del hidrógeno como alternativa al diésel en el sector logístico y su impacto en la estrategia de infraestructura energética del Reino Unido.
En un país comprometido con fortalecer sus ingresos públicos sin implementar nuevos impuestos, es crucial abordar de raíz las prácticas que minan los recursos fiscales. En este escenario, el huachicol no solo representa un desafío para las finanzas nacionales, sino que también compromete la calidad y trazabilidad de los hidrocarburos que circulan en nuestro territorio.
Petróleos Mexicanos (PEMEX) hace frente a un entorno financiero crítico: durante el tercer trimestre de 2024[1], reportó una pérdida neta de 161.5 mil millones de pesos, cifra significativamente superior a los 79.1 mil millones de peso perdidos en el mismo periodo de 2023. Esta situación se ve agravada por factores como la depreciación del peso y la reducción de ingresos, pero hay un problema estructural que impacta tanto a Pemex como a las finanzas públicas: el huachicol.
En el sector de los hidrocarburos, la recaudación fiscal desempeña un papel esencial para fortalecer las finanzas públicas y garantizar el desarrollo de proyectos estratégicos. Sin embargo, alcanzar estas metas se ha convertido en un desafío debido a problemas como el huachicol, un fenómeno que no solo pone en jaque la seguridad energética, sino que también impacta de manera directa los ingresos gubernamentales, afectando tanto la calidad como la cantidad de los combustibles disponibles.
El costo fiscal del huachicol: una realidad en números[2]
Según estimaciones recientes, el huachicol fiscal representa una variación entre lo exportado por Estados Unidos e importado en México de 40 millones de litros diarios de combustible.[3] Esta cifra revela un desfalco monumental en términos de ingresos fiscales, particularmente en los impuestos al consumo, como el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) y el Impuesto al Valor Agregado (IVA), que son esenciales para sostener programas sociales y obras de infraestructura.
A partir de los reportes del 2024, se puede dimensionar el impacto del robo de combustible en las arcas públicas:
IEPS: con una tasa promedio de $5 por litro, el gobierno pierde alrededor de $200 millones diarios, lo que equivale a $73,000 millones al año.
IVA: basándonos en un precio promedio de $25 por litro y una tasa del 16%, el impacto fiscal del IVA asciende a $160 millones diarios, es decir, $58,400 millones al año.
En conjunto, estas pérdidas representan más de $131,400 millones anuales, una cantidad que podría destinarse a sectores prioritarios como salud, educación y seguridad.
Por otro lado en el 2024, el huachicoleo sigue drenando las finanzas nacionales con pérdidas que ya alcanzan los $14,972 millones de pesos en solo nueve meses. Mientras el Gobierno presume avances, los ductos de Pemex continúan siendo saqueados a un ritmo alarmante, con 4,700 barriles robados cada día y un total de 10,396 tomas clandestinas registradas en el país. Hidalgo lidera esta crisis con 2,450 perforaciones ilegales, seguido de Jalisco y Tamaulipas, donde el crimen organizado mantiene el control sobre una actividad que, lejos de disminuir, se ha convertido en un negocio paralelo al del propio Estado.
Sumando la sangría financiera provocada tanto por el huachicol fiscal como por el robo en tuberías e instalaciones, la pérdida total asciende a 146 mil 372 millones de pesos[4]. Esta cifra equivale al 53% de los recursos destinados a los proyectos de inversión en infraestructura y desarrollo de la CFE y PEMEX, los cuales suman 273 mil millones de pesos, según el Presupuesto de Egresos 2025. Además, representa el 93% del presupuesto asignado a la infraestructura ferroviaria, que asciende a 157 mil millones de pesos, y supera en más de cuatro veces los recursos destinados a la infraestructura en el sector salud, que suman 31 mil 986 millones de pesos. Como último punto de comparación, esta pérdida equivale al 90% del presupuesto de la Beca Benito Juárez, que para 2025 cuenta con una asignación de 132 mil millones de pesos.
¿Dónde está la falla?
A pesar de la creación del Anexo 30 y 31 de la Resolución de la Miscelánea Fiscal (RMF), que busca regular los controles volumétricos y reforzar la fiscalización, las pérdidas por huachicol y huachicol fiscal continúan siendo significativas. Esto plantea una pregunta fundamental: ¿cómo es posible que un marco regulatorio tan robusto haya sido insuficiente para frenar estas prácticas ilegales?
Desde un punto de vista personal, su impacto en la lucha contra el huachicol y el huachicol fiscal ha sido limitado debido a una deficiente implementación por lo que se refiere a auditorías superficiales, extensión de prórrogas para su cumplimiento por parte de los contribuyentes, una confianza excesiva en los sistemas informáticos sin garantizar su correcta supervisión y, destacadamente, falta de rigor en las evaluaciones de las competencias técnicas de las unidades de inspección las cuales inspeccionan a los contribuyentes, lo que ha permitido que el problema en cuestión persista.
El Servicio de Administración Tributaria (SAT) ha puesto especial énfasis en sancionar a los contribuyentes que incumplen con la entrega de los reportes JSON diarios en estaciones Pemex y mensuales en estaciones de marca extranjera, argumentando la importancia del cumplimiento fiscal en los controles volumétricos. Sin embargo, resulta contradictorio que no aplique sanciones a quienes operan sin los certificados que garantizan la correcta funcionalidad de los programas utilizados para estos reportes.
Esta omisión genera discrepancias en la calidad y veracidad de la información reportada, poniendo en entredicho la efectividad de la fiscalización. Al centrarse en el cumplimiento documental, la autoridad deja de lado la validación técnica, fundamental para garantizar que los sistemas operen conforme a la normatividad. Es urgente que el SAT no solo requiera el envío de datos, sino que también verifique que estos provienen de sistemas certificados y en pleno funcionamiento. De lo contrario, el control volumétrico corre el riesgo de convertirse en una mera formalidad sin sustento real, afectando la cadena de valor y dificultando la identificación del origen de actividades ilícitas.
Sobre las competencias técnicas de las unidades de inspección
El Anexo 30 y 31 de la RMF da los criterios técnicos y obligaciones que deben cumplir los contribuyentes en materia de medición y controles volumétricos para el almacenamiento, distribución y transporte de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, entre otras actividades reguladas. Estos criterios establecen las características que los informes de evaluación emitidos por las unidades de inspección deben contener.
En materia de sistemas de medición, se debe evaluar –por mencionar algunos rubros– terminología metrológica, Sistema Internacional de Unidades, mecánica de fluidos, la estimación de la incertidumbre, termodinámica, cadena de valor de hidrocarburos, petrolíferos y biocombustibles, magnitudes de influencia, computadores de flujo, entre muchos otros.
En materia de sistemas informáticos, debe evaluarse –y que esto sea constatable en el informe de evaluación– sobre: diseño de software, hardware de equipo informático, desarrollo de componentes de software para manejo de dispositivos, tecnologías de redes de área local, tecnologías de comunicaciones, seguridad informática y base de datos.
Como es posible desprender de lo anterior, el Anexo 31 de la RMF prevé la evaluación de disciplinas completamente distintas entre sí, lo que corresponde al estudio de rubros y vidas profesionales 180º separados entre sí, lo que hace prácticamente imposible que en una sola persona se reúnan todas estas competencias técnicas de manera profunda y especializada. Y sin embargo, las unidades de inspección acreditadas muestran que su personal inspector está acreditado en ambas especialidades.
Adicionalmente, el mismo anexo 31 señala que se evaluará también el conocimiento sobre regulación y normatividad del anexo 30 (Punto 30.7), que consiste en más de 130 normas con estándares de medición de hidrocarburos líquidos y gaseosos utilizados en los controles volumétricos. Estas normas incluyen metodologías para la calibración, verificación y mantenimiento de equipos, procedimientos para la gestión de la incertidumbre de medición, así como criterios de trazabilidad metrológica y compatibilidad con estándares regulatorios internacionales, lo que engrosa el acervo de conocimientos que debe reunir el personal de una unidad de inspección, y es por eso que resulte lógico que deba existir, al menos, un inspector en cantidad de hidrocarburos líquidos y gaseosos (cada producto con su respectivo grado de complejidad) y un inspector que evalúe los programas informáticos para evaluar a los contribuyentes de toda la cadena de valor de hidrocarburos; y por consiguiente, que sea absolutamente cuestionable que una sola persona englobe todos estos conocimientos al momento de llevar a cabo una inspección en controles volumétricos.
En este sentido, resulta preocupante que las entidades de acreditación certifiquen a una sola persona para evaluar sistemas de medición, sistemas informáticos y demás normatividad técnica en temas de funcionalidad, seguridad informática y en materia de controles volumétricos, pues, si bien esta sola persona podría contar con conocimientos superficiales de cada rubro, los anexos de la RMF –inspirados por una necesidad económica y social apremiante– exigen conocimientos altamente especializados y distintos entre sí. En concreto, desde mi experiencia, un inspector de sistemas informático no posee las competencias necesarias para llevar a cabo evaluaciones en medición y viceversa, o al menos no con el rigor y profundidad que requiere la normatividad vigente.
Adicionalmente, es crucial que las entidades de acreditación generen procesos más transparentes en sus evaluaciones, para garantizar que las unidades de inspección cuenten con personal plenamente capacitado y con un dominio absoluto de la normativa aplicable en su rama, evitando la asignación de personal no calificado.
Hablar que esto distorsiona los precios del mercado y al ser una sola persona la que hace las evaluaciones es más barato el servicio, por lo que al momento de una licitación, quien se lleva los concursos son las unidades de inspección menos preparadas en vez de a los más preparados técnicamente y ahí es donde se genera el problema de la persistencia de huachicol, huachicol fiscal, evasión fiscal, actividades ilícitas, etc.
Conclusión
Estas cifras reflejan el enorme impacto económico del huachicol fiscal y el robo de combustible, cuyos montos perdidos podrían financiar proyectos estratégicos de infraestructura, salud y educación en el país. La magnitud de esta sangría financiera subraya la urgencia de reforzar las medidas de control, fiscalización y seguridad en el sector energético para evitar que estos recursos sigan drenándose en perjuicio del desarrollo nacional.
Si no se toman medidas contundentes, el país seguirá enfrentando un desfalco silencioso que limita su capacidad para invertir en infraestructura, salud y seguridad. La solución no está en crear más regulaciones, sino en hacer cumplir de manera efectiva las que ya existen, con acreditaciones rigurosas, profesionales y transparentes e inspecciones confiables.
El huachicol no solo es un problema de evasión fiscal, sino un reflejo de deficiencias estructurales en la supervisión y cumplimiento normativo del sector. A pesar de los esfuerzos regulatorios, la falta de rigor en sancionar a los contribuyentes incumplidos en la certificación de la correcta operación de equipos y programas informáticos y la grieta en implementación de los Anexos 30 y 31 de la RMF han permitido que estas prácticas ilegales persistan, afectando tanto la recaudación como la calidad del combustible que llega al consumidor.
No basta con normativas bien diseñadas si su aplicación es deficiente y además la continuidad del huachicol evidencia la necesidad de fortalecer la supervisión y profesionalización de las unidades de inspección; es momento de replantear los criterios de certificación.
Finalmente vale la pena exigir también a las entidades de acreditación estándares más altos para sus expertos técnicos; solo así será posible asegurar que las unidades de inspección sean evaluadas con respecto a la normativa vigente y de esta forma combatir las prácticas ilegales y garantizar un mercado energético más justo y seguro.
Petróleos Mexicanos (Pemex) ha comenzado a saldar los adeudos pendientes con proveedores, con un enfoque prioritario en los estados petroleros de Tabasco, Campeche, Veracruz y Tamaulipas. Este proceso de pago inicia hoy y podría reflejarse en las cuentas bancarias de los proveedores en los próximos días.
El director general de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, detalló que se están elaborando las listas de pagos, aunque no especificó los montos exactos de los adeudos. Aseguró que el proceso se desarrollará durante los próximos días, y que la transferencia de fondos dependerá de la aprobación de las listas y del procesamiento por parte de los bancos.
Los retrasos en los pagos de Pemex han generado dificultades económicas para sus proveedores, afectando especialmente a las empresas en Tabasco, quienes no recibieron los fondos comprometidos en diciembre de 2024, lo que impactó la cadena de suministro y el empleo en la región.
El pago de estos adeudos, que corresponden principalmente a trabajos realizados en diciembre de 2024 y enero de 2025, busca aliviar la crisis financiera que atraviesan los proveedores, quienes han enfrentado dificultades operativas debido a la falta de liquidez.
Este anuncio llega en un momento crítico, ya que la situación financiera de Pemex sigue siendo un tema de preocupación para inversionistas y empresarios del sector energético en México.
Las exportaciones de combustóleo mexicano a Asia y Europa aumentarán en marzo luego de que el gobierno de Estados Unidos impusiera un arancel del 25% a las importaciones desde México, de acuerdo con datos de analistas de comercio y transporte marítimo.
Según las firmas de análisis Kpler y Vortexa, al menos dos cargamentos mexicanos de combustóleo, equivalentes a 145,000 toneladas métricas (920,750 barriles), llegarán a Singapur a finales de marzo. A su vez, Europa recibirá cuatro envíos adicionales con un total de 188,000 toneladas.
El combustóleo con alto contenido de azufre (HSFO, por sus siglas en inglés) se destina comúnmente a refinerías de la Costa del Golfo de EU, pero los nuevos aranceles están impulsando su reubicación. Operadores de fuelóleo señalaron que los altos precios en Singapur están atrayendo más oferta mexicana, mientras que el arbitraje hacia Europa dependerá de factores como la continuidad del arancel estadounidense y el costo del sistema de comercio de emisiones (ETS) en la Unión Europea.
El próximo cargamento mexicano de HSFO con destino a EU será transportado por el petrolero Constellation, con descarga prevista en Houston este viernes. Sin embargo, analistas consideran que el volumen redirigido a Asia y Europa dependerá de si Washington mantiene o ajusta los aranceles.
Con una trayectoria superior a 24 años en el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y una sólida formación en la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), la doctora Elizabeth Mar Juárez hace historia al convertirse en la primera mujer en dirigir el IMP. Su nombramiento también representa un cambio en la forma de liderar la institución, ya que su conocimiento interno y experiencia multidisciplinaria cobran un papel fundamental en la evolución del Instituto hacia la diversificación energética.
En entrevista exclusiva para Global Energy México, la Dra. Elizabeth Mar comparte que la ingeniería y su labor en el IMP le han permitido desarrollar una visión integral que combina áreas como la economía, el medio ambiente, exploración, refinación, eficiencia energética y energías alternativas; herramientas con las que ahora busca ampliar el enfoque del Instituto más allá del petróleo y gas, para alinearlo con las tendencias globales orientadas hacia la transición energética y la descarbonización.
“Voy a la par del mundo de la energía y del desarrollo tecnológico que ha tenido la industria del petróleo y gas en estos últimos años”, explica.
Un Instituto más innovador
Con la visión diversificada de la Dra. Elizabeth Mar y su experiencia en áreas como el hidrógeno, biocombustibles y otras fuentes alternativas de energía, el IMP se encuentra en un proceso de desarrollo de nuevos proyectos que buscan un balance entre las tecnologías tradicionales, enfocadas en gas y petróleo; y la transición energética.
“Estamos trabajando en la extracción de minerales críticos para la electromovilidad; también en plataformas petroleras que ya están en desuso y convertirlas en campos para generación eólica marina. Hablamos de pozos petroleros en abandono para ser pozos geotérmicos que van a producir energía eléctrica”.
El IMP se mantiene como el brazo tecnológico de Petróleos Mexicanos (Pemex), y en línea con la evolución de la petrolera estatal hacia un enfoque más sostenible, busca aprovechar espacios y reducir la huella de carbono de las actividades extractivas. Actualmente Pemex cuenta con un aproximado de 35,000 pozos perforados, de los cuales alrededor de 4,000 tienen potencial para ser convertidos en pozos geotérmicos, explica la doctora Mar Juárez.
“El agua contenida en estos pozos está por arriba de los 180°, si logramos sacar ese vapor y llevarlo a una turbina, vamos a generar energía eléctrica”.
Con el objetivo de impactar de manera positiva en las comunidades que se encuentran cercanas a las operaciones de PEMEX, la doctora Elizabeth Mar detalla que este proyecto se está desarrollando de la mano con el Instituto Nacional de Energía Eléctrica (INEEL) y, más adelante, espera que el IMP como centro de investigación tenga la oportunidad de incorporar talentos con universidades como la UNAM, el Instituto Politécnico Nacional (IPN) y la UAM Universidad Autónoma Metropolitana (UAM), así como diversos institutos tecnológicos en donde tengan representación.
“La meta es que la investigación no quede en un libro o un artículo, sino que sea puesta en marcha y que podamos aplicarla en beneficio del país”.
Otro de los nuevos proyectos en el portafolio del Instituto es la producción de biogás a partir de la descomposición de materia orgánica para pequeñas comunidades.
“Queremos hablar de justicia energética y equidad para todas las comunidades que no se encuentran conectadas a la red”.
Por otra parte, la directora señala que el IMP también desarrolla un proyecto de coprocesamiento, que tiene como objetivo producir combustibles con una menor huella de carbono. Es decir, al proceso de refinación tradicional se le añaden nuevas materias primas, como aceites usados o biomasa, para transformarlo en biocrudo y reducir la contaminación por plásticos.
“Creamos un combustible que tiene una huella de carbono más baja, porque adiciona plásticos, que son una basura muy contaminante, o biomasa que también genera metano. Estamos buscando nuevas formas de que nuestros combustibles no solo sean más limpios, sino que su huella de carbono en la producción sea menor”, afirma la Dra. Mar Juárez.
Liderazgo con propósito
A nivel global, la industria energética experimenta cambios y se vuelve cada vez más exigente en cuanto a su oferta. Asimismo, el talento humano que se desempeña dentro de los diversos sectores que conforman a esta industria es más consciente de su entorno y sus necesidades. En México, la línea que sigue Pemex en su transformación hacia Pemex Energía permite al IMP evolucionar para adaptarse a esta nueva realidad.
Con base en la experiencia de la Dra. Elizabeth Mar Juárez, así como el camino que ha recorrido a lo largo de más de 24 años, el Instituto Mexicano del Petróleo tiene la oportunidad de ir más allá de solo el petróleo y el gas, para hablar de la energía desde el desarrollo, medio ambiente, equidad, justicia energética, soberanía nacional y autoabastecimiento.
Al hablar sobre el legado de la primera mujer que dirige el IMP, su visión es clara: “que el Instituto evolucione con México, y que cuando hablemos de transición, soberanía energética, autoabastecimiento o nuevas formas de ver el mundo, esté en primer plano. Quiero que esté un paso adelante de todos, que puedas preguntar sobre cierto tema y que aquí te podamos dar una respuesta. Eso es lo que quiero del Instituto”, concluye.
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TotalEnergies ha inaugurado el parque eólico marino Yunlin, ubicado a 15 kilómetros de la costa oeste de Taiwán, con una capacidad de 640 megavatios (MW). El proyecto, desarrollado por la empresa conjunta Yunneng Wind Power Co., cuenta con la participación de Skyborn Renewables (31.98%), TotalEnergies (29.46%), EGCO Group (26.56%) y Sojitz (12%).
El parque Yunlin está compuesto por 80 turbinas eólicas de 8 MW cada una y generará aproximadamente 2.4 teravatios-hora (TWh) de electricidad renovable al año, suficiente para abastecer a más de 600,000 hogares taiwaneses y reducir las emisiones de CO₂ en alrededor de 1.2 millones de toneladas. La energía producida será suministrada a Taiwan Power Company mediante dos acuerdos de compra de energía a 20 años con una tarifa promedio de 165 dólares por megavatio-hora.
Skyborn Renewables lideró el desarrollo y la construcción del proyecto con apoyo de sus socios. Se espera que el parque inicie operaciones comerciales en junio de 2025, momento en el que TotalEnergies asumirá la gestión técnica, mientras que Skyborn continuará brindando otros servicios de administración.
Con este proyecto, TotalEnergies avanza en su meta de alcanzar 35 gigavatios (GW) de capacidad renovable instalada para 2025 y superar los 50 TWh de producción neta de electricidad, representando el 10% de su producción energética total. La empresa cuenta con un portafolio de energía renovable de más de 23 GW en Asia, que abarca proyectos solares, eólicos y de almacenamiento de baterías.
El parque eólico Yunlin forma parte de la estrategia de TotalEnergies para lograr emisiones netas cero en 2050, mediante la expansión de su portafolio global de energía renovable y almacenamiento. Actualmente, la empresa tiene una capacidad instalada de 26 GW en generación eléctrica renovable y busca superar los 100 TWh de producción neta para 2030.
Amazon Web Services (AWS) y GE Vernova firmaron un acuerdo para impulsar la expansión de los centros de datos de AWS mediante sistemas de electrificación y generación de energía, anunciaron ambas empresas este martes.
Como parte del acuerdo, GE Vernova suministrará equipos y servicios de generación de energía en múltiples sitios a nivel global para conectar los centros de datos de AWS a la red eléctrica. Además, AWS trabajará con la división de Electrificación de Software de GE Vernova para desplegar en la nube software especializado en redes eléctricas, generación de energía e industrias manufactureras.
AWS también proporcionará servicios en la nube a GE Vernova para acelerar su migración digital y transformación tecnológica. Sin embargo, no se revelaron los términos financieros del acuerdo.
Adicionalmente, ambas compañías colaborarán en la comercialización de infraestructura eólica terrestre y explorarán oportunidades en investigación sobre transición energética, desarrollo de proyectos y financiamiento.
Pablo Koziner, director comercial de GE Vernova, destacó que esta alianza permitirá ofrecer electricidad más confiable, rentable y sostenible a los centros de datos de AWS en línea con sus planes de crecimiento.
Anteriormente, GE Vernova y AWS ya habían trabajado en el desarrollo de soluciones en la nube para empresas de energía, manufactura e industrias.
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