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Castellón albergará el mayor complejo de almacenamiento energético de España con tecnología de baterías de gran escala

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La compañía internacional Sungrow Renewables formalizó el desarrollo técnico del mayor nodo de almacenamiento energético de España, localizado en el municipio de La Vall d’Uixó, Castellón.

La infraestructura industrial agrupa tres grandes proyectos de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS): BESS Cuevas, ALM Julben Solar y ALM Vadux Solar. De acuerdo con el expediente técnico del consorcio, las instalaciones sumarán una capacidad conjunta de 171.5 megavatios (MW) de potencia instalada y 726.4 megavatios-hora (MWh) de capacidad de almacenamiento.

El complejo está diseñado bajo una arquitectura de baterías de litio-ferrofosfato (LFP) con el propósito de absorber excedentes de generación limpia y devolver la electricidad a la red de transporte en periodos de alta demanda.

La interconexión de los tres sistemas al Sistema Eléctrico Nacional se ejecutará mediante el nudo de transporte Vall d’Uixó de 220 kilovoltios (kV), propiedad de Red Eléctrica de España.

Para optimizar los costos de inversión y el espacio físico, los desarrolladores incorporaron una subestación colectora y líneas subterráneas de evacuación compartidas. Los proyectos disponen de la compatibilidad urbanística municipal y los permisos de acceso y conexión de la red de transporte.

El proyecto BESS Cuevas, que actúa como el eje vertebrador de la infraestructura común con una capacidad de 55 MW y 220 MWh, ya cuenta con una declaración de impacto ambiental favorable publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE) en agosto de 2025, integrando reconfiguraciones en la Subestación Colectora Promotores Cuevas para cumplir con dicha resolución. Por su parte, ALM Julben Solar (58 MW de capacidad de acceso) y ALM Vadux Solar (52 MW) avanzan en la obtención de sus respectivos informes ambientales.

El proceso administrativo se encuentra en una fase decisiva ante la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Los expedientes tramitan de forma simultánea la obtención de la Autorización Administrativa Previa (AAP) y la Autorización Administrativa de Construcción (AAC). La puesta en marcha de este hub se alinea con los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), cuya actualización incrementó la meta de almacenamiento en España a 22.5 gigavatios (GW) para el año 2030, una medida acelerada por las autoridades tras el apagón generalizado de abril de 2025 para asegurar que el 81% de la generación eléctrica provenga de fuentes renovables y blindar la continuidad del suministro.

México, Kazajistán y Brasil superan a Estados Unidos como principales proveedores de crudo de España en mayo

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El mercado de importación de petróleo en España registró una reconfiguración estructural en el quinto mes del año. De acuerdo con los datos oficiales publicados este lunes por la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores), las importaciones totales de crudo experimentaron un incremento interanual del 8.2%, alcanzando un volumen aproximado de 5.2 millones de toneladas.

En este periodo, México, Kazajistán y Brasil consiguieron desplazar a Estados Unidos de las posiciones de liderazgo en el suministro hacia las refinerías españolas, consolidando una tendencia de diversificación en la que se contabilizaron 30 tipos de crudo procedentes de 19 naciones distintas, a pesar de la ausencia total de entregas desde Irak y del impacto logístico global derivado del conflicto armado en Irán y el cierre operativo del Estrecho de Ormuz.

En el análisis desagregado por países, México se posicionó como el principal abastecedor de hidrocarburos para el mercado español al concentrar el 14.8% del volumen total mensual, impulsado por un repunte del 36% en sus despachos en comparación con el mismo mes del año anterior.

La segunda posición fue ocupada por Kazajistán, que logró una cuota del 12.7% tras registrar un crecimiento exponencial del 153.9% en sus envíos hacia la península ibérica. Brasil se ubicó en el tercer puesto con el 10.6% del total, a pesar de reflejar una contracción interanual del 32.9% en sus operaciones. Por su parte, Libia descendió a la cuarta plaza con una representación del 9.1% tras una baja del 6.4% en sus exportaciones, mientras que Estados Unidos descendió inusualmente hasta el quinto lugar al aportar el 8.9% del suministro mensual, lo que equivale a una reducción del 10.6% respecto a sus niveles previos, aunque el país norteamericano mantiene el liderazgo en el balance acumulado de lo que va del año con el 12.7% del mercado español.

La dinámica interna de los bloques comerciales muestra que el suministro proveniente de las naciones no pertenecientes a la OPEP se incrementó un 13.3%, llegando a representar el 66.2% de la demanda total de importación en España.

En contraste, las entregas de los países miembros de la OPEP sufrieron una contracción del 0.7%, significando únicamente el 33.8% del total importado, donde Venezuela figuró como el único miembro de dicha organización que incrementó sus envíos interanuales en comparación con el ejercicio anterior, donde no computó flujos comerciales. Finalmente, la distribución por regiones geográficas determinó que África se mantuvo como la principal zona de aprovisionamiento de crudo para España con una participación del 30.4%, seguida en orden de relevancia por América del Norte con un 27.3%, América Central y del Sur con un 20.4%, Europa y Eurasia con un 16.3%, y Oriente Medio con una aportación marginal del 5.5%.

Sector eólico en México proyecta inversiones de hasta 5,000 millones de dólares para incorporar más de 2,100 MW

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El sector de las energías renovables en México se encamina hacia una fase de expansión con una cartera de proyectos eólicos que estiman una inversión de entre 4,000 y 5,000 millones de dólares.

Según los indicadores y registros de planeación del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), esta nueva infraestructura añadirá 2,159 megavatios (MW) de capacidad de generación al Sistema Eléctrico Nacional.

El volumen proyectado se integrará a la base operativa actual del país, la cual asciende a 8,131 MW de capacidad eólica instalada, consolidando esta tecnología como un eje de la transición energética bajo esquemas de contratación mixtos con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) e iniciativas del sector privado. El despliegue tecnológico se caracteriza por la integración de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala para mitigar la intermitencia del recurso eólico. Entre los desarrollos de mayor envergadura técnica integrados en el programa destacan:

  • Terralia: Desarrollará un parque híbrido con una potencia de 705 MW y una capacidad de almacenamiento de 950 MWh (ubicación por definir).
  • Genux Power: Construirá el parque «Panamá» en Mérida, Yucatán, con 252 MW de capacidad instalada y un sistema de baterías de 102 MW para un ciclo de cuatro horas.
  • Idea Energía: Desplegará el proyecto «Vientos del Caribe» en Quintana Roo, con una potencia de 208 MW y un soporte de almacenamiento de 82 MW.

La península de Yucatán y el noreste del país concentrarán una porción significativa de los activos. En territorio yucateco se sumarán los proyectos «Vientos de Panabá» (Elecnor) con 194.4 MW y el «Parque Eólico Dzilam» con 120 MW de capacidad y 48.6 MW de almacenamiento.

Por su parte, el estado de Tamaulipas albergará los parques «EI24 Wind» y «Cenotillo», promovidos por la firma Revolve Renewable Power, aportando un conjunto de 229.5 MW de nueva capacidad a la red de transmisión de la región.

El avance de los desarrollos se encuentra sujeto al cumplimiento de un estricto calendario administrativo dictado por los organismos reguladores. Tras concluir la fase de revisión de observaciones por parte del Cenace el pasado 30 de junio, el cronograma sectorial establece el 15 de julio como fecha límite para el cumplimiento de los pagos correspondientes.

Posteriormente, del 16 de julio al 18 de agosto, las empresas operadoras deberán formalizar sus solicitudes de permiso de generación ante la CNE. La etapa de evaluación técnica y alineación con los criterios de planeación del sistema se ejecutará durante el mes de octubre, periodo en el cual el Comité Técnico de la CNE emitirá los dictámenes definitivos y los permisos de construcción y operación para las centrales que cumplan con la normatividad vigente.

China implementa regulaciones obligatorias de eficiencia energética para mitigar la sobrecapacidad en la industria fotovoltaica

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El gobierno de China oficializó la publicación de tres normas nacionales de carácter obligatorio (estándares GB) diseñadas para endurecer de forma vinculante los requisitos de consumo de energía y eficiencia técnica en toda la cadena de valor de la industria fotovoltaica.

Las directrices normativas, publicadas el 27 de junio de 2026 y programadas para entrar en vigor el 1 de enero de 2027, establecen un marco regulatorio estricto que impactará desde la producción de materias primas aguas arriba hasta los componentes de conversión tecnológica final. El objetivo de esta política pública es reconfigurar el sector manufacturero y los procesos de licitación hacia activos de alta eficiencia, frenando un periodo de casi dos años de severo exceso de capacidad instalada y guerra de precios bajos en el mercado asiático.

El paquete regulatorio se divide en tres normativas técnicas específicas:

  • GB 29447-2026: Regula la producción de silicio policristalino y germanio, endureciendo los límites de consumo eléctrico unitario para los procesos basados en triclorosilano y lecho fluidizado de silano. Esta regla forzará la actualización tecnológica de las líneas más antiguas mediante sistemas de recuperación de calor y reciclaje de hidrógeno.
  • GB 47835-2026: Aplica a la fabricación de silicio monocristalino, fijando restricciones energéticas para el crecimiento de lingotes y el corte de obleas. La medida impulsará tecnologías de obleas más delgadas y optimización de campos térmicos, afectando a los hornos convencionales de menor escala.
  • GB 47834-2026: Define los valores mínimos admisibles y grados de eficiencia para módulos fotovoltaicos de silicio cristalino e inversores.

Para los módulos, la regulación introduce tres grados de rendimiento, fijando el umbral mínimo (Grado 3) en una eficiencia cercana al 23.2% para tecnologías TOPCon y de heterounión (HJT), y del 23.5% para arquitecturas de contacto posterior (BC), además de incorporar niveles mínimos de bifacialidad de entre el 70% y el 85% según el tipo de celda. En el segmento de inversores conectados a la red, la norma clasifica los equipos por potencia nominal y demanda eficiencias máximas de conversión para acelerar el reemplazo de componentes obsoletos.

Analistas del sector energético prevén que este ordenamiento modifique radicalmente los criterios de adquisición en las licitaciones centralizadas y los proyectos renovables respaldados por las empresas estatales de servicios públicos, las cuales adoptarán los nuevos límites como filtros de entrada o criterios de puntuación.

A corto plazo, la política incrementará el gasto de capital de las empresas para la modernización de infraestructura y acelerará el retiro de las líneas de módulos PERC heredadas y capacidades TOPCon tempranas. A largo plazo, las normas guiarán la transición de la industria FV china desde un modelo de expansión impulsado por el volumen hacia un ecosistema centrado en la calidad, la baja intensidad energética y el desempeño durante el ciclo de vida del producto.

La alianza OPEP+ ratifica el incremento progresivo de su producción de crudo a partir de agosto

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Los países que integran la coalición OPEP+, bajo la conducción estratégica de Arabia Saudita y la Federación de Rusia, alcanzaron un acuerdo ministerial para incrementar el suministro conjunto de petróleo crudo en 188,000 barriles diarios a partir del próximo mes de agosto.

La resolución técnica fue adoptada mediante una sesión extraordinaria por teleconferencia en la que participaron los representantes del sector energético de Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán.

El ajuste aprobado se deriva del programa de restitución gradual de las reducciones voluntarias de bombeo que fueron implementadas originalmente en abril de 2023 por un volumen de 1.6 millones de barriles por día, con el propósito de estabilizar los precios internacionales de los hidrocarburos.

Este incremento mensual representa la quinta adición sucesiva aprobada en lo que va del año, manteniendo un esquema de aumentos idénticos a los pactados en las sesiones previas tras la reactivación del plan en el mes de abril.

Los flujos físicos de producción del grupo se habían visto severamente mermados de forma involuntaria por las interrupciones derivadas de las operaciones militares de Estados Unidos e Israel contra Irán iniciadas el 28 de febrero, así como por el subsiguiente bloqueo del Estrecho de Ormuz.

Dicha coyuntura geopolítica provocó una contracción forzada en la extracción de crudo de los principales miembros de la organización que llegó a rozar los 10 millones de barriles diarios en abril. No obstante, la firma de un memorando de entendimiento y cese al fuego temporal entre Washington y Teherán ha permitido el reinicio progresivo del tránsito marítimo en el Golfo Pérsico, habilitando la aplicación efectiva de los volúmenes adicionales acordados.

La inyección de esta oferta complementaria se presentará en un entorno de mercado caracterizado por la volatilidad y la corrección a la baja de las cotizaciones internacionales, donde el barril de Brent cerró el ciclo semanal en 72.12 dólares, situándose un 42% por debajo del máximo de 126 dólares registrado el pasado 30 de abril.

Paralelamente, la cesta de referencia de la OPEP se ubicó en 69.33 dólares tras haber tocado un techo de 146.05 dólares el 19 de marzo. Los inversionistas del sector energético han manifestado preocupación ante un posible escenario de sobreoferta, en sintonía con las proyecciones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que estiman que la producción mundial podría superar a la demanda global en aproximadamente 3.8 millones de barriles diarios este año.

Esta presión bajista se ve acentuada por la salida de los Emiratos Árabes Unidos de la OPEP el pasado 1 de mayo para operar a su máxima capacidad de 5 millones de barriles diarios, sumado a la solicitud formal de Irak para expandir sus cuotas asignadas de producción.

Arabia Saudita duplica sus exportaciones de crudo por el Estrecho de Ormuz tras el acuerdo diplomático entre EE. UU. e Irán

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El reino de Arabia Saudita reactivó de forma masiva sus operaciones logísticas de exportación de petróleo a través del Estrecho de Ormuz, una de las arterias marítimas más importantes para el suministro energético mundial.

De acuerdo con los datos analíticos provistos por la firma de inteligencia comercial Kpler, Riad ha despachado aproximadamente 34 millones de barriles de crudo por esta vía marítima desde el pasado 17 de junio, fecha en la que Estados Unidos e Irán suscribieron un acuerdo formal para reabrir el canal de navegación.

Este volumen de exportación registrado en las últimas dos semanas supera por más del doble los 15 millones de barriles que el reino saudí transportó a través del estrecho durante el periodo de hostilidades comprendido entre el 9 de marzo y el 17 de junio.

La reactivación del flujo comercial marca el fin de una pausa estratégica implementada por la corporación estatal saudí desde el 9 de marzo, fecha en la que suspendió los embarques desde sus principales terminales marítimas del Golfo, Ras Tanura y Juaymah, debido al desplome del tráfico de buques tanque provocado por incursiones militares iraníes.

Durante el conflicto, Arabia Saudita se vio obligada a redirigir una parte sustancial de sus exportaciones de hidrocarburos a través de su oleoducto Este-Oeste con destino a la terminal de Yanbu en el Mar Rojo.

Los reportes técnicos detallan que de los 34 millones de barriles movilizados recientemente, cerca de 24 millones corresponden a cargamentos rezagados que fueron almacenados antes o durante el conflicto armado, evidenciando un proceso de desahogo de inventarios acumulados en las terminales del Golfo.

A pesar de un breve brote de hostilidades registrado la semana pasada, que incluyó ataques a dos buques comerciales y respuestas militares por parte de Washington, el tránsito por Ormuz se mantiene activo, recuperándose desde un suelo de ocho embarcaciones diarias hasta alcanzar los 16 navíos en días recientes.

La consultora marítima Windward reportó que el volumen de paso diario se situó en los 8.5 millones de barriles de crudo, una cifra que busca aproximarse de forma progresiva a los niveles promedio de casi 15 millones de barriles diarios reportados por la Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA) durante el ejercicio de 2025.

Los analistas del sector confirmaron que el arribo de once nuevos supertanques a las terminales saudíes valida el reinicio formal de su logística comercial de largo plazo y no únicamente una liberación temporal de sus inventarios rezagados.

Carga inteligente gana terreno por el avance de la electromovilidad

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La electromovilidad entró en una fase donde el parque de vehículos comienza a exigir una red de carga más robusta, interoperable y capaz de responder a distintos modelos de operación. De hecho, las ventas de vehículos eléctricos alcanzaron 96,636 unidades en 2025, con un crecimiento anual de 38.5% frente a 2024, de acuerdo con cifras reportadas por la Asociación Electro Movilidad (EMA). Al mismo tiempo, la infraestructura de recarga llegó a 56,726 posiciones de carga al cierre de 2025, un avance de 25.9% anual impulsado principalmente por la red privada.

Este crecimiento empieza a modificar la conversación. Para Luis Antonio Osorio, Director Comercial de Enerlink México, el país representa uno de los espacios más relevantes para el desarrollo de soluciones de gestión de carga en América Latina, tanto por el tamaño del mercado como por la necesidad de ordenar la infraestructura que acompañará la adopción de vehículos eléctricos.

“La demanda va creciendo, pero la infraestructura por el otro lado no está pudiendo mantener el paso. Entonces se va a volver crítico, sobre todo en urbes como una Ciudad de México, un Guadalajara, donde va en constante crecimiento las unidades habitacionales”, indicó en conversación con Global Energy.

La brecha, explicó, no se limita a la cantidad de cargadores disponibles. También involucra la capacidad de administrarlos, monitorearlos, asegurar su disponibilidad y conectarlos con usuarios finales o con operaciones que dependen de su continuidad. En ese punto, Enerlink busca posicionarse como una plataforma de software para operadores de carga pública y flotas eléctricas, con herramientas para controlar cargadores, integrar aplicaciones móviles y gestionar infraestructura en tiempo real a través de soluciones de Charge Management Software y aplicaciones con servicios orientados a rentabilizar y controlar redes de carga, así como a gestionar puntos de recarga para flotas.

“El software te permite tanto gestionar y monitorear ese punto de carga, ya sea uno o varios a nivel colonia, ciudad, estatal o inclusive a nivel nacional”, indicó Osorio. “Nuestra plataforma está basada en la tecnología multisite”.

De instalar cargadores a operar las redes disponibles

El avance de la electromovilidad está abriendo oportunidades para nuevos operadores de carga, estaciones de servicio, flotas corporativas, desarrolladores inmobiliarios y empresas logísticas. Sin embargo, Osorio advierte que el mercado todavía enfrenta una curva de aprendizaje, en especial entre actores privados que identifican la oportunidad, pero no siempre cuentan con claridad técnica para arrancar.

Es el sector privado el que está tomando el protagonismo y en sus manos está el decir que aquellos emprendedores, aquellos grupos gasolineros que por años han vendido justamente gasolina, ya se están dando cuenta que la electromovilidad es una realidad”, afirmó.

En México, la regulación también empezó a sentar bases para ordenar esta infraestructura. En septiembre de 2024, la Comisión Reguladora de Energía publicó en el Diario Oficial de la Federación el Acuerdo A/108/2024, con disposiciones administrativas para integrar infraestructura de carga de vehículos eléctricos e híbridos conectables al Sistema Eléctrico Nacional como parte de una red eléctrica inteligente. El marco contempla la conexión ordenada de electrolineras, electroterminales y estaciones de carga, así como el desarrollo de una plataforma para registrar y monitorear la evolución de esta infraestructura.

Para Enerlink, el proceso regulatorio y operativo abre espacio para plataformas capaces de conectar infraestructura, usuarios y datos. La empresa no solo trabaja sobre redes ya instaladas, sino también con clientes que requieren acompañamiento previo para definir ubicación, capacidades eléctricas y tipo de cargadores.

“Muchas veces nos dicen: ‘Entiendo la solución, la requiero, pero hoy estoy dos pasos atrás. Todavía no tengo cargadores, todavía no tengo el punto’. Entonces, nosotros contamos con el servicio integral que podemos dar esa consultoría para saber dónde podría ser pertinente poner un punto por capacidades eléctricas, qué tipo de cargadores se requieren y a eso montarle la plataforma de software”, explicó.

La interoperabilidad es otro de los puntos clave. En un mercado con distintas marcas de cargadores, modelos de vehículos y conectores, la gestión de infraestructura requiere operar sobre protocolos compatibles y no depender de un solo fabricante. Luis Antonio Osorio sostuvo que esa fue una definición temprana para Enerlink porque “desde el inicio la filosofía fue ser abiertos y ser multimarca porque, de otra manera, no había proceder”, dijo.

Flotas, transporte público y continuidad operativa

El mercado local también representa una oportunidad por el avance de flotas corporativas y sistemas de transporte que ya incorporan unidades eléctricas. En esos casos, la infraestructura de carga deja de ser solo un servicio al usuario final y se convierte en un componente operativo donde, si el cargador falla, también puede fallar la ruta, la entrega o la disponibilidad de la unidad.

El representante de Enerlink señaló que ya trabaja en proyectos vinculados con flotas y transporte público en México. “Podemos decir que contamos con presencia en las cuatro urbes principales en cuanto al transporte público. Es decir, el monitoreo de cargadores en un Metrobús de CDMX, Mexibús de Estado de México, Metrorrey en Monterrey y Cityur de Guadalajara”, celebró junto con reconocer el trabajo con empresas que avanzan en electrificación de flotillas.

“Sobre todo para una flota de punto se vuelve crítico monitorear la infraestructura para asegurar la continuidad operativa. Que el refresco pueda llegar del punto A al punto B del país en tiempo y forma y ahí es donde entramos de manera crítica y fundamental”, comentó.

La trayectoria regional de Enerlink se apoya en mercados como Chile y Colombia. En Chile, por ejemplo, se han consolidado como un referente latinoamericano en electromovilidad, particularmente por el despliegue de buses eléctricos en Santiago, en la que es considerada una de las mayores flotas fuera de China. Para Osorio, ese recorrido permitió desarrollar capacidades que hoy buscan trasladarse al mercado mexicano.

“Cualquier persona hoy puede salir al mercado en cuestión de semanas teniendo sus cargadores e infraestructura. En cuestión de software, eso no lo va a detener”, señaló Osorio. “En cuestión de tecnología para salir al mercado, tres, cuatro semanas nosotros te equipamos, tienes tu marca y puedes salir a vender”.

Para consolidar una red nacional robusta, el directivo consideró necesario alinear incentivos, fortalecer la educación del mercado y reducir la incertidumbre entre empresas que quieren electrificar, pero aún no saben por dónde empezar. En su opinión, la electromovilidad requiere analizar cada caso de uso, revisar el costo total de propiedad y definir cuándo la infraestructura hace sentido técnico y económico.

En electromovilidad no hay una solución mágica. Va a ser imperativo el comparar cuál es tu caso de uso para ver la pertinencia, hacer un análisis costo total de propiedad y ahí hacer el clic y decir ‘se implementa con esto’”, apuntó. En esa ruta, Enerlink busca operar como habilitador tecnológico para empresas que ven en la carga eléctrica una nueva línea de negocio o una herramienta para sostener operaciones más eficientes. “Ayudar a ese pequeño, mediano emprendedor que hoy ve un camino hacia la electromovilidad por la cuestión económica y que también está ayudando al ambiente, facilitar las herramientas para que pueda dar ese salto sin miedo, sintiéndose acompañado”.

La multinacional energética Engie se adjudica cuatro proyectos de transmisión eléctrica en Perú por más de 230 millones de dólares

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La corporación global Engie resultó ganadora en un proceso de licitación pública internacional para el desarrollo, construcción y operación de una red de infraestructura eléctrica de alta tensión en Perú.

El paquete de obras, adjudicado bajo la modalidad de Asociación Público-Privada (APP) por el organismo estatal ProInversión, contempla una concesión para la explotación técnica de los activos por un periodo de 30 años. El proyecto de ingeniería civil y electromecánica comprende el despliegue de más de 400 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, el diseño y equipamiento de seis subestaciones eléctricas completamente nuevas, así como los trabajos de ampliación tecnológica en otras diez subestaciones ya existentes dentro del sistema regulado.

La dispersión geográfica del portafolio abarca las regiones de Piura, Lambayeque, Junín y Ayacucho, zonas identificadas como nodos de alta demanda en las regiones norte y centro de la nación andina. Entre las obras principales destacan la línea de transmisión de 500 kV Miguel Grau–Pariñas, las líneas de 220 kV Felam–Tierras, Nuevas–Salitral y Muyurina–Mollepata, además de la nueva subestación de potencia Palián de 220/60 kV.

Con una inversión de capital estimada en más de 230 millones de dólares, el proyecto tiene como objetivo técnico robustecer la confiabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, abatir las restricciones de transporte de energía y posibilitar la interconexión física de nuevos parques de generación renovable. Se proyecta que las instalaciones inicien operaciones comerciales en el año 2031, beneficiando a una población estimada de 1.6 millones de habitantes.

Con este nuevo inventario de activos, el grupo alcanzará un consolidado aproximado de 650 kilómetros de líneas aéreas en operación o fase de desarrollo dentro de Perú, consolidando su posicionamiento estratégico en el sector de transmisión de Sudamérica.

Esta adjudicación se suma a la inercia de crecimiento corporativo registrada en la región latinoamericana, tras los contratos obtenidos en Brasil durante las subastas sectoriales de la agencia ANEEL en marzo de 2026. A nivel continental, el consorcio europeo opera actualmente una red de 6,000 kilómetros de líneas y 55 subestaciones, sumando un inventario en proceso de construcción de 1,600 kilómetros adicionales y 25 subestaciones, en línea con su meta global de consolidar una cartera de 10,000 kilómetros de redes eléctricas en operación hacia el año 2030.

Consorcio energético internacional adquiere central termoeléctrica en Chile para su reconversión a gas natural

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La firma comercializadora global Trafigura y la corporación eléctrica local Generadora Metropolitana concretaron la adquisición de la central termoeléctrica Los Guindos, una infraestructura de generación ubicada en el municipio de Cabrero, dentro de la Región del Biobío en Chile.

La transacción estratégica combina la capacidad operativa en el mercado eléctrico sudamericano por parte del operador local con la red de suministro y capacidades de gestión de materias primas del fondo de inversión internacional.

Como parte de los acuerdos corporativos establecidos, Generadora Metropolitana asumirá el 100% de la operación, administración y dirección general del complejo termoeléctrico.

La planta de generación dispone actualmente de una capacidad instalada de 273 megavatios distribuidos en dos turbinas de generación que emplean diésel como combustible principal. El proyecto técnico de modernización contempla el inicio de las obras de conversión de las unidades de generación hacia el uso de gas natural durante el año actual, lo que permitirá incrementar la capacidad máxima de inyección a la red de transporte y operar con un combustible de menor impacto ambiental.

La reconfiguración del activo busca dotar de mayor eficiencia y flexibilidad al complejo, alineando su funcionamiento con las metas de transición energética de la nación andina.

La dirección comercial de la firma internacional detalló que el mercado chileno representa un punto estratégico para sus operaciones en América Latina, significando esta compra su ingreso formal al sector eléctrico del país mediante un esquema de inversión de largo plazo.

Por su parte, la gerencia general de la empresa eléctrica local especificó que la adición de este activo representa un avance en su plan de consolidación de una matriz energética más limpia y confiable, proveyendo al Sistema Eléctrico Nacional la flexibilidad y el respaldo técnico necesarios frente a la intermitencia de otras fuentes renovables.

Consorcio energético internacional asume el desarrollo del Upstream en Vaca Muerta para el megaproyecto de gas licuado

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La corporación energética YPF formalizó la suscripción de acuerdos estratégicos con las firmas internacionales Eni y XRG para su incorporación en el segmento de exploración y producción del proyecto Argentina GNL.

El acuerdo comercial se estructuró mediante la venta de participaciones accionarias de la sociedad vehículo Upco Arlng I S.A.U., entidad jurídica que concentrará la titularidad de los bloques de gas no convencional afectados directamente al desarrollo de la infraestructura de licuefacción.

Una vez que se complete la transacción y se obtenga la aprobación regulatoria de la autoridad de aplicación, la sociedad vehículo asumirá el control de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte, así como Las Tacanas I y II, todos ubicados en la cuenca de Vaca Muerta.

Dentro de la nueva composición del capital social de la firma controladora de los activos, las compañías Eni y XRG adquirirán una participación del 32% cada una, mientras que la empresa estatal argentina retendrá el 36% de las acciones y la conducción estratégica de los bloques.

Los portavoces del consorcio explicaron que este movimiento de capitales consolida la cadena de valor global de la iniciativa e integra los recursos no convencionales del yacimiento con las futuras fases de midstream y procesamiento industrial de gas natural licuado.

Para asegurar la viabilidad técnica inicial del portafolio, el operador petrolero había concretado el pasado 30 de abril un intercambio de activos con la firma Pluspetrol para absorber el 50% de la participación complementaria en las áreas, logrando de forma previa el control total del bloque.

La dirección ejecutiva de las corporaciones aliadas detalló que el ingreso a la cuenca de Vaca Muerta, catalogada como uno de los reservorios de hidrocarburos no convencionales más ricos a nivel internacional, los posiciona de manera competitiva ante el incremento de la demanda de gas natural en los centros de consumo mundiales.

Los directivos de los fondos internacionales de gas destacaron la experiencia operativa del socio local en el sector energético sudamericano y su rol en proyectos de licuefacción flotante. El desarrollo integrado a gran escala busca transformar la capacidad exportadora de la región mediante el suministro continuo y confiable de GNL hacia los mercados internacionales, apalancando la infraestructura de transporte marino para la distribución global.