La Comisión Europea ha oficializado el marco regulatorio que define el concepto de hidrógeno bajo en carbono, permitiendo su producción con electricidad no renovable, como la nuclear o la de la red convencional, siempre que se cumpla un ahorro mínimo del 70% en emisiones respecto a los combustibles fósiles.
La nueva metodología exige una contabilidad completa del ciclo de vida del hidrógeno, incluyendo emisiones directas e indirectas desde la extracción de insumos hasta su uso final. También se podrán descontar emisiones capturadas mediante tecnologías de CCS o CCU, siempre que se garantice su almacenamiento permanente o fijación química en productos duraderos.
Para calcular las emisiones asociadas a la electricidad utilizada en la producción, se establecen cuatro métodos alternativos, como promedios anuales del sistema eléctrico nacional, valores horarios del mix energético, correlación con precios marginales fijados por fuentes limpias, y asignación según la tecnología marginal del mercado.
El reglamento también clasifica los insumos energéticos como “elásticos” o “rígidos”, y exige contabilizar las emisiones derivadas de su desviación de uso. Se permite la cogeneración de productos, siempre que las emisiones se repartan proporcionalmente según criterios energéticos o económicos.
La Comisión se ha comprometido a revisar el impacto de esta normativa antes de julio de 2028, evaluando nuevas metodologías, el papel de la energía nuclear y los efectos sobre la eficiencia económica y los incentivos a las renovables. Esta medida busca equilibrar la transición energética con la realidad tecnológica de los Estados miembros.
La Confederación Patronal de la República Mexicana (Coparmex) advirtió que el creciente adeudo de Pemex con sus proveedores está generando una crisis financiera severa entre cientos de micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs), especialmente en regiones clave para el desarrollo energético del país.
Aunque la petrolera ha realizado pagos por 147 mil millones de pesos, el saldo pendiente —cercano a los 404 mil millones— sigue siendo considerado de proporciones insostenibles. Coparmex reconoció los esfuerzos del gobierno actual por sanear las finanzas de Pemex, pero subrayó que los pasivos acumulados derivan de malas prácticas, sobrecostos y contratos poco transparentes heredados de administraciones anteriores. “Más allá del origen, el impacto de no atender con urgencia estos adeudos está comprometiendo la viabilidad de miles de negocios”, señaló el organismo.
La organización empresarial también alertó sobre denuncias de presiones indebidas y posibles actos de corrupción al interior de Pemex para liberar pagos legítimamente adeudados. En este contexto, pidió al gobierno federal y a la petrolera establecer un calendario público de pagos, transparentar el estado actual de los adeudos y garantizar que ninguna empresa tenga que recurrir a prácticas irregulares para obtener lo que legalmente le corresponde.
Las afectaciones se concentran en zonas como Ciudad del Carmen, Tapachula, Hidalgo, Irapuato, Tamaulipas, Oaxaca, Reynosa, Tabasco, Tampico y Veracruz, donde muchas empresas han tenido que reducir personal, cancelar operaciones o incluso detener proyectos. En casos extremos, empresarios han perdido su patrimonio personal para cumplir con obligaciones fiscales, laborales o financieras.
Pemex, por su parte, enfrenta una deuda financiera total superior a los 2 billones de pesos, que creció 3.8% al cierre de 2024, mientras que sus ingresos por ventas y servicios cayeron 2.5% y la producción de crudo retrocedió 11.3% en el primer trimestre de 2025. Ante este panorama, Coparmex propuso revisar y cancelar contratos heredados que resulten excesivos o desventajosos, como parte de un esquema de reestructuración interna que permita mejorar la eficiencia operativa y financiera de la empresa.
El parque eólico que se construye en Tierra del Fuego, al norte de Río Grande, avanza hacia su etapa final como parte de una iniciativa conjunta entre TotalEnergies, Wintershall DEA y Pan American Energy. Este desarrollo se ubica en el extremo sur de Argentina, en una zona de latitudes extremas próximas al Círculo Polar Antártico, lo que lo convierte en el más meridional del planeta.
Con la instalación de dos turbinas de 86 metros de altura y 136 metros de diámetro de giro, el parque tendrá una capacidad de generación de 9 MW, suficiente para abastecer más del 50% de la demanda eléctrica de las plantas de tratamiento de gas de Río Cullen y Cañadón Alfa. Este cambio permitirá reducir en más de 55% las emisiones vinculadas a la generación eléctrica y liberar 22 millones de m³ de gas natural al mercado nacional.
La ubicación estratégica del parque aprovecha los vientos constantes y de alta velocidad que caracterizan a la región fueguina, con ráfagas que pueden superar los 120 km/h. Además, el proyecto incorpora tecnología híbrida con sistemas de almacenamiento mediante baterías, lo que lo convierte en un modelo replicable para otras operaciones industriales en zonas remotas.
Con una inversión estimada de 60 millones de dólares y la participación de 170 trabajadores locales, el parque representa un avance concreto en la descarbonización industrial y en la diversificación de la matriz energética del sector privado. Las empresas involucradas destacan que este tipo de infraestructura no solo mejora la eficiencia operativa, sino que también refuerza el compromiso con una transición energética sostenible en contextos climáticos extremos.
El campo terrestre Ixachi, ubicado en Veracruz, se ha convertido en el eje de la nueva estrategia de inversión de Pemex bajo el modelo de Contratos de Desarrollo Mixto, al atraer una inversión privada estimada en 5,000 millones de dólares por parte de Grupo Carso. Este proyecto, considerado de alta complejidad técnica, contempla la extracción de 157.3 millones de pies cúbicos diarios de gas y 18.7 mil barriles diarios de aceite, lo que lo posiciona como uno de los más ambiciosos en el relanzamiento del sector petrolero nacional.
La petrolera estatal ha identificado once campos para ser desarrollados bajo este esquema, que busca compartir riesgos operativos y financieros con empresas privadas sin ceder el control estatal de los activos. En conjunto, estos desarrollos podrían aportar 69.4 mil barriles diarios de petróleo y 609.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, además de generar bonos a la firma por hasta 8,060 millones de dólares, calculados según la producción esperada y el interés comercial manifestado.
Además de Ixachi, destacan proyectos como Bakte, con una producción esperada de 392.8 MMpcd de gas y un bono de 1,475 millones de dólares, y Tamaulipas Constituciones, que ha despertado el interés de empresas como Sinopec, Diavaz y C5M. También figuran campos como Madrefil-Bellota, Agua Fría y Cuervito, con distintos niveles de atracción y producción potencial.
Aunque el modelo representa una alternativa ante las limitaciones presupuestarias de Pemex, expertos advierten que su éxito dependerá de factores como la calidad del crudo, la transparencia contractual y la capacidad de la empresa para garantizar pagos a sus socios. Los contratos mixtos no garantizan ganancias inmediatas; el retorno dependerá del volumen extraído y de su comercialización.
Durante el 9º Seminario Internacional de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), México reafirmó su compromiso con la soberanía energética y la justicia energética como ejes prioritarios de su política nacional. La secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, destacó los cambios constitucionales y las nuevas leyes que fortalecen el papel del Estado en la conducción del sector, subrayando su carácter estratégico.
En el foro celebrado en Viena, Austria, la funcionaria enfatizó la necesidad de impulsar una transición energética justa, que aproveche todos los recursos disponibles y contribuya al combate contra la pobreza energética. México también participó en el diálogo sobre el nuevo mecanismo de evaluación para definir las bases de producción de los países OPEP+ en 2027, el cual deberá ser sólido, transparente y equitativo. Se prevé que el borrador se comparta a finales de julio y que la versión final se presente en noviembre.
Durante su visita, González Escobar sostuvo reuniones bilaterales con líderes clave del sector energético global. Con el ministro de Energía de Arabia Saudita se acordó impulsar cooperación técnica y alianzas estratégicas en hidrocarburos, generación eléctrica con fuentes limpias y desarrollo de energías renovables. También dialogó con representantes del Foro Internacional de Energía sobre la importancia de mantener un diálogo neutral y continuo entre países productores, consumidores y de tránsito energético.
Finalmente, abordó con el Organismo Internacional de Energía Atómica oportunidades de colaboración en planificación energética, así como en aplicaciones nucleares para la salud y el medio ambiente. La participación de México en este encuentro refuerza su postura en favor de una política energética que combine seguridad, sostenibilidad y equidad.
El gobierno argentino presentó una apelación formal ante la Corte del Segundo Circuito de Nueva York para frenar la ejecución del fallo que lo obliga a transferir el 51% de las acciones de YPF a los fondos demandantes. La medida responde a la sentencia emitida por la jueza Loretta Preska, que ordena el cumplimiento parcial de una condena por 16,100 millones de dólares relacionada con la expropiación de la petrolera en 2012.
En su presentación, Argentina argumentó que el caso no constituye una disputa comercial ordinaria, sino una situación “excepcional y sin precedentes”, que podría generar un daño irreparable al país. El Estado sostiene que cumplir con la orden judicial implicaría violar la legislación nacional, específicamente la Ley 26,741, que impide la transferencia de acciones expropiadas sin autorización del Congreso.
Además, el gobierno subrayó que los demandantes no sufrirían perjuicios concretos si se suspende la ejecución, ya que la normativa argentina impide cualquier operación sobre las acciones sin intervención legislativa. También advirtió que la transferencia forzosa podría activar cláusulas contractuales adversas para YPF y afectar a terceros vinculados a la empresa.
Mientras se espera la resolución sobre el pedido de suspensión, la jueza Preska convocó a las partes a una audiencia judicial el próximo 15 de julio, con el objetivo de destrabar el conflicto. En paralelo, los demandantes buscan ampliar el alcance del fallo mediante el argumento de “alter ego”, que plantea que el Estado argentino y YPF actúan como una sola entidad.
La defensa argentina insiste en que la ejecución inmediata del fallo vulneraría la soberanía nacional y sentaría un precedente sobre la ejecución de bienes públicos de Estados extranjeros en territorio estadounidense. El gobierno reafirmó que continuará su estrategia judicial en todas las instancias necesarias para proteger sus activos estratégicos.
Si tu empresa autoconsume gas natural o petrolíferos para procesos internos, generación de energía o transporte, aunque no comercialices estos productos, estás obligado a cumplir con el Anexo 30 de la Resolución Miscelánea Fiscal, según la Servicio de Administración Tributaria (SAT).
Desde 2022, el autoconsumo está sujeto a regulación fiscal, y a partir de marzo de 2025 es obligatorio contar con controles volumétricos certificados, incluso sin permiso de la autoridades regulatorias, Comisión Reguladora de Energía (CRE) o, actualmente, la Comisión Nacional de Energía (CNE). Esto incluye el uso de medidores validados, bitácoras técnicas y el envío de archivos JSON diarios y mensuales.
Ante esto, el SAT establece umbrales específicos para determinar esta obligación: si tu consumo mensual de petrolíferos supera los 75,714 litros o si tu consumo anual de gas natural rebasa los 5,000 Giga Joules (equivalente a más de 11,250 m³ por mes), debes implementar controles volumétricos conforme al Anexo 30.
El incumplimiento puede derivar en multas millonarias, auditorías, bloqueos operativos y suspensiones fiscales. Muchas empresas aún asocian esta obligación solo con la venta de combustibles, sin saber que también aplica a esquemas de uso propio.
Cada litro o metro cúbico consumido debe estar debidamente registrado y reportado. No cumplir representa un serio riesgo fiscal y puede afectar la estabilidad operativa y la reputación empresarial ante autoridades, clientes y proveedores.
La empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) alcanzó en mayo su nivel más alto de importaciones de gasolina en lo que va de 2025, con un volumen de 351,000 barriles diarios, según cifras recientes de la petrolera. Este dato representa un incremento mensual de 5%, aunque refleja una caída anual de 14% respecto al mismo mes del año anterior.
El valor de las compras ascendió a 937 millones de dólares, lo que implicó un aumento mensual de 4%. Las importaciones de gasolina continúan representando más de la mitad del consumo nacional, estimado en 800,000 barriles diarios, de acuerdo con datos de la Secretaría de Energía (Sener).
Aunque Pemex encabeza las adquisiciones de combustible en el extranjero, principalmente desde Estados Unidos, empresas privadas como Valero, ExxonMobil y Koch concentran cerca de una tercera parte del volumen importado.
Durante el sexenio del expresidente Andrés Manuel López Obrador, México logró reducir sus compras externas en aproximadamente 20%, sin embargo, la autosuficiencia energética prometida sigue sin alcanzarse ante los retrasos en obras clave.
Por Flavio Dayrell, Líder de Capital Projects en EY Latinoamérica.
La industria de ingeniería y construcción en México, al igual que en otras regiones del mundo, se encuentra en un punto de inflexión. Los desafíos históricos como los sobrecostos, los retrasos, la presión regulatoria y la creciente exigencia por la sostenibilidad, se han convertido en patrones repetitivos que limitan la competitividad de los proyectos de capital.
Frente a este panorama, la adopción tecnológica es una necesidad estratégica. La integración de herramientas y metodologías como AWP (Advanced Work Packaging), BIM (Building Information Modeling), GIS (Geographic Information Systems) y los gemelos digitales está comenzando a transformar de manera tangible la planificación y ejecución de proyectos complejos. Los resultados medibles ya se evidencian: un aumento en la productividad de hasta 25%, una reducción del 8% en los costos de capital, y una mayor precisión en los cronogramas, con mejoras del orden del 15%.
Pero no se trata solo de incorporar plataformas digitales. La verdadera transformación ocurre cuando estas soluciones se integran desde la etapa de planeación, habilitando modelos operativos más inteligentes, ágiles y resilientes. A medida que estas tecnologías se consolidan en sectores como infraestructura y energía, su impacto positivo se vuelve más evidente, marcando una ruta clara para otras industrias.
La minería y el sector de petróleo y gas se han posicionado como pioneros en esta evolución. Según el estudio Top 10 business risks and opportunities for mining and metals in 2025 de EY, el 59% de los líderes mineros a nivel global afirman que las iniciativas digitales son esenciales para el éxito de sus organizaciones. Este dato refleja un cambio de mentalidad: la digitalización se percibe como un eje central para el crecimiento empresarial sostenible.
En el caso de América Latina, la transición aún está en marcha. Muchas compañías han iniciado proyectos piloto o estrategias de transformación digital enfocadas en procesos como el mantenimiento predictivo, la gestión hídrica o el control energético. Estos primeros pasos, son fundamentales para construir una visión de largo plazo en torno a la digitalización de los proyectos de capital.
La realidad es clara: el 64% de los proyectos de capital analizados en la región presentan sobrecostos significativos, y más del 50% se entregan fuera del plazo previsto. Estas cifras, además de representar un reto financiero, afectan la credibilidad de las organizaciones, erosionan la confianza de los inversionistas y complican la relación con las comunidades y autoridades.
Frente a estos desafíos, es urgente repensar el modelo operativo de los proyectos de capital. Integrar soluciones tecnológicas desde el diseño inicial del proyecto permite reducir el trabajo manual, mejorar la calidad de los datos y habilitar decisiones más rápidas y fundamentadas a lo largo de todo el ciclo de vida del proyecto, a través de la mitigación de riesgos y la generación de ventajas competitivas sostenibles.
Sin embargo, el camino hacia una verdadera transformación digital no está exento de retos. Para escalar los beneficios de la inteligencia artificial y otras tecnologías, las organizaciones deben adoptar una estrategia digital robusta, lo que implica invertir en plataformas tecnológicas y el desarrollo de capacidades internas, la gestión del cambio organizacional, el fortalecimiento de la ciberseguridad y una gobernanza de datos clara y coherente.
Es evidente que los beneficios de una adopción tecnológica bien estructurada son consistentes y escalables. A medida que las empresas integran soluciones digitales de forma estratégica, se vuelven más resilientes ante los cambios del entorno económico, regulatorio y ambiental.
La tecnología debe ser vista como una herramienta poderosa, cuando es utilizada con visión, disciplina y compromiso. La planificación digital puede y debe convertirse en el nuevo estándar para los proyectos de capital, ya que no hacerlo significaría desaprovechar una oportunidad para transformar radicalmente la forma en que se diseñan, construyen y operan las infraestructuras que darán forma al futuro de las economías.
En definitiva, las organizaciones que comprendan y adopten esta nueva lógica operativa estarán mejor posicionadas para liderar en un entorno cada vez más competitivo, complejo y digitalizado, pues en la ejecución de proyectos de capital, planificar con inteligencia no representa solo una ventaja sino una condición para el éxito.
La Fiscalía General del Estado (FGE) de Baja California informó sobre la detención de Nabor Medina Garza, directivo fiduciario de Banca Afirme, por su presunta participación en el manejo irregular de 123 millones de pesos de recursos públicos destinados al proyecto fotovoltaico Next Energy, en Mexicali.
La aprehensión se realizó como parte de una investigación iniciada tras una denuncia presentada por el Ejecutivo estatal. El caso se remonta a 2021, cuando el gobierno estatal promovió la construcción de una planta fotovoltaica con financiamiento privado. Sin embargo, el proyecto fue cancelado en 2022 por falta de permisos federales, entre ellos los de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Semarnat, lo que derivó en denuncias por fraude, peculado y abuso de confianza.
La FGE ha señalado que, además de Medina Garza, otros directivos y exfuncionarios enfrentan procesos penales. Entre ellos figura David Alejandro Rodríguez Jacobo, detenido en junio en República Dominicana por una ficha roja de Interpol y en proceso de extradición. En total, al menos cinco exfuncionarios estatales y tres particulares están bajo investigación o vinculados a proceso.
“No puedes construir una planta fotovoltaica sin permisos”, declaró recientemente la gobernadora Marina del Pilar Ávila, al subrayar que el caso busca proteger el patrimonio público y no responde a intereses políticos. La mandataria advirtió que, de no haberse cancelado el contrato, el daño al erario habría superado los 5 mil millones de pesos.
Hasta el momento, no se ha logrado recuperar el monto retenido, y las investigaciones continúan para esclarecer el destino de los recursos y deslindar responsabilidades en torno al proyecto energético que nunca se concretó.
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