El Gobierno de Argentina confirmó la recepción de ocho propuestas empresariales para la privatización de las cuatro centrales hidroeléctricas del Comahue, lo que garantiza un ingreso mínimo de 684 millones de dólares (590 millones de euros), según informó la Secretaría de Energía en un comunicado oficial.
La revisión técnica de las ofertas ya fue completada. De acuerdo con el pliego, únicamente la concesión de la central de Cerros Colorados tendrá instancia de mejora de propuestas, mientras que en las tres restantes —Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila— la cuantía mínima quedó asegurada con las ofertas económicas recibidas.
Las empresas que resulten concesionarias estarán obligadas a realizar inversiones, obras y reformas de infraestructura necesarias para garantizar una operación segura, eficiente y sostenible de los complejos hidroeléctricos. “Se vuelve a confirmar el interés del sector privado en invertir en Argentina cuando las reglas están claras”, escribió el ministro de Economía, Luis Caputo, en su cuenta de X.
Las propuestas superan la previsión inicial del Ejecutivo de Javier Milei, que esperaba obtener alrededor de 500 millones de dólares (431 millones de euros) por la privatización de estas centrales. El resultado marca un incremento significativo respecto a las expectativas oficiales y refuerza el interés del sector privado en el mercado energético argentino.
Las cuatro centrales fueron conformadas por Energía Argentina (Enarsa) y Nucleoeléctrica Argentina (Nasa). Sus concesiones, otorgadas en 1993, vencieron en agosto de 2023. Desde entonces, el gobierno prorrogó de manera provisional la operación mientras se preparaba la licitación y se acordaban nuevas condiciones con los gobiernos provinciales de Río Negro y Neuquén, donde se ubican las infraestructuras.
TotalEnergies decidió salir del campo petrolero Bonga, en aguas profundas frente a Nigeria. La empresa vendió su participación a Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCo) y a Nigerian Agip Exploration, filial de Eni.
Con esta operación, Shell aumentó su participación del 55% al 65% en el contrato de producción compartida OML 118. Por su parte, Eni elevó su participación del 12.5% al 15%, mientras que Esso Exploration and Production Nigeria mantiene el 20%. El proyecto sigue bajo la supervisión de la Nigerian National Petroleum Company Limited (NNPC).
Shell destacó que “esta adquisición representa otra inversión significativa en aguas profundas de Nigeria” y forma parte de su estrategia de mantener activos competitivos que aseguren producción estable y crecimiento en su negocio Upstream.
El campo Bonga comenzó a producir en 2005 y tiene capacidad para 225,000 barriles diarios de petróleo. En 2023 alcanzó un hito al producir su mil millonésimo barril de crudo. La extracción se realiza mediante el buque flotante de producción, almacenamiento y descarga conocido como FPSO Bonga.
En diciembre de 2024, Shell aprobó la decisión final de inversión (FID) en Bonga North, un desarrollo submarino conectado al FPSO Bonga. Este proyecto cuenta con más de 300 millones de barriles de petróleo equivalente y se espera que alcance una producción máxima de 110,000 barriles diarios hacia finales de la década.
Cuauhtémoc, Ciudad de México, México, 28 de noviembre de 2025.
La doctora Claudia Sheinbaum Pardo, presidenta Constitucional de los Estados Unidos Mexicanos en conferencia de prensa matutina, “Conferencia del Pueblo” en el Salón Tesorería de Palacio Nacional. La acompañan Rosa Icela Rodríguez Velázquez, secretaria de Gobernación; Margarita Cossich, maestra en estudios mesoamericanos por la UNAM; Ariadna Montiel Reyes, secretaria del Bienestar; yelitza Ruiz, poeta; Jesusa Rodríguez, directora de teatro y dramaturga; Ines Hernández Avila, profesora emerita de estudios nativo-americanos en la Universidad de California; Maricela González, promotora y artista otomí y Bulmaro Juárez Pérez, divulgador de lenguas indígenas, presentador de la sección “Suave Patria”.
Foto: Gabriel Monroy / Presidencia
La presidenta Claudia Sheinbaum confirmó que su administración trabaja con la iniciativa privada en la creación de esquemas de inversión mixta, descartando por ahora una nueva ley de inversiones e infraestructura. “Más que una nueva legislación, lo que estamos trabajando son esquemas de inversión mixta”, señaló durante su conferencia matutina.
Explicó que la Secretaría de Hacienda afina los lineamientos y que los detalles se darán a conocer una vez consolidados los modelos. Sheinbaum adelantó que estos proyectos se desarrollarán bajo criterios de soberanía, evitando prácticas del pasado que comprometieron el patrimonio público.
En materia eléctrica, la mandataria recordó que la Constitución establece que el 54% de la generación corresponde a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), lo que garantiza una empresa pública fuerte. El sector privado podrá participar en el 46% restante, mediante figuras mixtas que no impliquen privatización ni riesgos para las finanzas públicas.
“Para el 46 por ciento privado se están planteando esquemas de inversión mixta, garantizando el patrimonio de los mexicanos y evitando contratos leoninos”, afirmó Sheinbaum. Agregó que el objetivo es mantener la transparencia y proteger los recursos públicos en cada proyecto.
Como referencia, mencionó obras realizadas bajo este modelo en el sexenio anterior, como los aeropuertos de Tepic y Puerto Escondido, además de algunas carreteras. Estos proyectos, dijo, son ejemplo de cómo se puede combinar inversión pública y privada sin perder la soberanía nacional.
La presidenta Claudia Sheinbaum instó a que el próximo titular de la Fiscalía General de la República (FGR) dé seguimiento a las investigaciones sobre contrabando de combustible, conocido como huachicol fiscal, y sobre las empresas factureras que operan de manera fraudulenta.
Durante la conferencia matutina del 28 de noviembre, Sheinbaum señaló que ambos temas son “indispensables” para el Gobierno federal y pidió que las personas involucradas en las carpetas de investigación sean llevadas ante la justicia. “Es muy importante que continúen todas las investigaciones y quien esté en las carpetas, pues se lleve a la justicia”, afirmó.
La mandataria explicó que el contrabando de combustible sigue siendo una prioridad en la agenda del Gabinete de Seguridad, por el impacto económico y social que genera. También subrayó la necesidad de profundizar en las indagatorias contra las factureras, que han ocasionado un “desfalco al pueblo de México”.
Sheinbaum reconoció que el Servicio de Administración Tributaria (SAT) ha avanzado en acciones administrativas para frenar la creación de empresas fantasma, que desaparecen días después de su registro. Sin embargo, insistió en que se requiere una investigación penal para sancionar a los responsables.
El llamado ocurre en un contexto donde el Gobierno busca reforzar la lucha contra la corrupción fiscal y garantizar que los delitos relacionados con evasión y contrabando no queden impunes, en línea con los compromisos de transparencia y rendición de cuentas.
La Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) anunció durante su Reunión Anual de Socios el nombramiento de Alfredo Bejos Inclán, vicepresidente ejecutivo de DIAVAZ Gas & Energía, como presidente entrante del organismo a partir de enero de 2026. En el mismo encuentro se informó que Abraham Zamora, presidente de Sempra Infraestructura México, asumirá la vicepresidencia.
Los nuevos nombramientos darán continuidad al trabajo realizado bajo la gestión de Vania Laban, quien durante dos años consolidó la posición de la AMGN como un socio clave del Gobierno de México. En la inauguración del evento, Laban subrayó que “el gas natural es un pilar de la transición energética, del crecimiento económico y del bienestar de las comunidades”.
Por su parte, Alfredo Bejos Inclán destacó el papel del gas natural en la matriz energética nacional, al ser una fuente que aporta confiabilidad y transición energética de manera simultánea. “Continuaremos impulsando la cooperación y el diálogo entre los sectores público y privado para fortalecer la industria del gas natural y abrir oportunidades para nuevos proyectos e inversiones”, afirmó.
México cuenta con la materia prima y la experiencia para producir biocombustibles, pero ahora le faltan acuerdos, liderazgo y ejecución, coincidieron analistas del sector energético durante el primer Congreso Internacional de Energía, que se llevó a cabo en Tampico, Tamaulipas.
“Ahorita veo México que tiene un agro muy fuerte, muchos cultivos de primera generación como azúcar, caña, sorgo y soya, que hay mucha experiencia en todo esto que se puede utilizar para los biocombustibles, entonces realmente veo un gran potencial”, afirmó Aida Lorenzo de Juárez, de la Asociación de Combustibles Renovables de Guatemala.
Subrayó que la capacidad productiva agrícola mexicana es una ventaja competitiva lista para aprovecharse.
“México también necesita reactivar esa parte agrícola que sea rentable y sobre todo que después se vea reflejado en la mejor calidad de los mexicanos… esperamos que pronto no va a ser un cuento, sino una realidad”, señalo.
En la misma mesa, desde el ámbito universitario, Jorge Raúl Cerna (BUAP) evaluó el estado del proceso de éste sector energético en el país e indicó que hay mucho camino por recorrer.
“Hemos llegado un poco tarde, demasiado tarde”, dijo, aludiendo a retrasos acumulados que obligan a acelerar esfuerzos y a sincronizar acciones para “trabajar de manera paralela”.
Agregó que el desarrollo está rezagado y que hace falta coordinar iniciativas que hoy existen de forma dispersa.
En tanto, Ricardo Jaime Guerra Sánchez, director general de CIATEC, aseguró que hay una gran oportunidad de investigación, “muchísima experiencia” que se tiene en México.
“Hay que aprovechar, hay que quitar ego… ya no diagnósticos, hay que hacer ya las cosas y vámonos a concretar”, comentó.
Guerra recordó además la persistente demora en traducir capacidades científicas en proyectos concretos.
“No perder el año, ya llevamos 20 años, no hemos podido avanzar”, agregó.
Además pidió perfiles claros para el despliegue industrial y aseguró que México necesita más químicos.
“Evidentemente yo soy ingeniero químico… ingenieros químicos necesitamos un chorro, pero también bioquímicos, técnicos electromecánicos, especialistas de economía circular”, dijo.
Los republicanos del Senado de Estados Unidos presentaron un proyecto de ley que plantea recortes millonarios a programas energéticos. La propuesta incluye una reducción de 25% a la Oficina de Despliegue de la Red del DOE, responsable de modernizar la infraestructura eléctrica del país. El objetivo es disminuir el gasto público y reforzar áreas de defensa y energía.
El senador John Kennedy, presidente del Subcomité de Asignaciones sobre Desarrollo de Energía y Agua, aseguró que se trata de “un paso responsable hacia la reducción del gasto inflado y al mismo tiempo fortaleciendo las infraestructuras de defensa y energía de Estados Unidos”. El proyecto contempla una reducción general de 1.1% del gasto federal, con un recorte de 6.5% en programas no relacionados con defensa.
La iniciativa deberá conciliarse con la versión de la Cámara de Representantes. Sin embargo, fue publicada sin el respaldo de la senadora demócrata Patty Murray, quien la calificó como un esfuerzo “partidista” y expresó su “decepción por los recortes a programas críticos de energía limpia”. El debate refleja la tensión política sobre el financiamiento de proyectos energéticos y la transición hacia fuentes renovables.
El Departamento de Energía había solicitado previamente un recorte de 75% a la oficina de la red en su presupuesto para 2026. Esto forma parte de la estrategia de la administración Trump de priorizar la inversión en fusión nuclear y combustibles fósiles. Además, este año se cancelaron más de 2,000 millones de dólares en fondos destinados a fortalecer la red eléctrica en 25 estados frente a fenómenos climáticos extremos.
Los recortes se producen en un contexto de infraestructura envejecida, con una red eléctrica que tiene entre 50 y 75 años de antigüedad. El DOE estima que modernizarla costará cientos de miles de millones de dólares en las próximas dos décadas. La creciente demanda de energía por centros de datos de inteligencia artificial y vehículos eléctricos presiona aún más los precios.
De acuerdo con proyecciones oficiales, los costos de la energía seguirán aumentando hasta 2026. Esto intensifica el debate sobre cómo equilibrar la reducción del gasto público con la necesidad de garantizar un sistema eléctrico confiable y resiliente frente a los desafíos tecnológicos y climáticos.
La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) recibió para revisión el Proyecto Fotovoltaico Loma Iguana PV, impulsado por Oyamel Recursos Ambientales. Se trata de una planta solar con capacidad de 148 MWp, que se ubicaría en los municipios de Paso de Ovejas y La Antigua, en el estado de Veracruz.
El proyecto fue presentado mediante una Manifestación de Impacto Ambiental Regional (MIA-R). En el documento se detalla que los paneles solares se instalarán sobre una superficie de 301.54 hectáreas, de las cuales 257.36 hectáreas requieren la remoción de vegetación forestal, un punto clave en la evaluación ambiental.
La iniciativa está diseñada para operar durante 30 años, divididos en varias etapas. La primera fase contempla la preparación del sitio y construcción, con una duración estimada de 24 meses, antes de que la planta entre en operación.
La inversión anual estimada es de 1,010,314.43 pesos. Según la documentación, “se instalarán módulos fotovoltaicos monocristalinos bifaciales con una potencia nominal de 176.85 Wp, del fabricante Longi Solar, modelo LR8-66HYD-660M”. Estos equipos se montarán sobre 3,246 seguidores solares Nextracker, modelo NX Horizon-XTR.
Además de la planta fotovoltaica, el proyecto incluye una línea de transmisión para conectar la energía generada con la infraestructura de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). También se prevé una subestación elevadora particular, un transformador de potencia, caminos internos, obra civil, red de media tensión, sistemas de seguridad y vigilancia, así como equipamiento para mantenimiento.
La empresa energética española Cox negó una inversión anunciada por Finsolar, una “climate tech mexicana” que busca impulsa la transición energética de empresas con soluciones solares llave en mano. El anuncio, realizado el 26 de noviembre, hablaba de una alianza estratégica por 250 millones de dólares para proyectos de generación distribuida y almacenamiento de energía en México.
Luis Herrero, director de comunicación y marketing de Cox, declaró que “no hay nada firmado con Finsolar” y agregó que “lo han sacado ellos sin consultar”. La aclaración se produjo después de que Finsolar difundiera un comunicado en el que aseguraba contar con respaldo financiero de Cox para el desarrollo de proyectos solares y de almacenamiento.
El anuncio de Finsolar contemplaba la instalación de paneles solares fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía por hasta 450 MegaWatts (MW). Según la versión difundida, Cox aportaría el financiamiento mientras que Finsolar se encargaría del despliegue de los proyectos en territorio mexicano.
En el mismo comunicado, Finsolar citó declaraciones de Lamberto Camacho, director de promoción y desarrollo de Cox, sobre la supuesta alianza. Herrero confirmó que Camacho trabaja en la compañía, pero reiteró que no existe ningún acuerdo firmado entre ambas empresas.
El equipo de comunicación de Finsolar había señalado previamente que el respaldo financiero sería de Cox, mientras que la ejecución de los proyectos recaería en Finsolar. Tras la respuesta de Cox, la empresa mexicana no ofreció comentarios adicionales sobre el anuncio.
Cabe recordar que el 31 de julio de 2025, Cox anunció un plan de inversión de 10,700 millones de dólares hacia 2030, que incluye la compra de activos de Iberdrola, proyectos de energía renovable con almacenamiento y desarrollos de desalinización de agua. Ese plan fue confirmado oficialmente por la compañía y forma parte de su estrategia global de expansión.
En las aguas profundas del Golfo de México avanza el proyecto petrolero en construcción más grande del país. El Campo Trión, descubierto por Pemex en 2012, está programado para iniciar producción en 2028 con una capacidad de 100,000 barriles diarios y una inversión total de 7,200 millones de dólares. Woodside Energy opera el desarrollo con 60% de participación, mientras que Pemex mantiene el 40% restante.
Durante el Congreso Internacional de Energía 2025, celebrado en Tampico, Tamaulipas, Stephan Drouaud, Vicepresidente de Woodside Energy para Trion, explicó que el campo cuenta con 500 millones de barriles de petróleo equivalente, ubicados a 2.5–2.6 kilómetros bajo el nivel del mar, lo que lo coloca entre los desarrollos offshore más profundos en operación global.
Señaló que el proyecto registraba 43% de avance al cierre de octubre 2025, una cifra consistente con el calendario de construcción establecido. “La profundidad, las condiciones del yacimiento y la escala del proyecto explican por qué un desarrollo de aguas profundas requiere una década de ingeniería y ejecución,” afirmó.
Plataforma flotante alcanzará presión de 415 bar en reinyección de gas
El proyecto ya entró en fase de construcción pesada y se prepara para iniciar actividades offshore. La Unidad Flotante de Producción (FPU), fabricada por Hyundai Heavy Industries en Ulsan, Corea del Sur, pesa 50,000 toneladas métricas, incluye 14,000 toneladas manufacturadas en China y acumula casi tres millones de horas trabajadas sin incidentes. Para ilustrar su tamaño, Drouaud presentó una imagen comparativa dentro del Estadio Azteca.
La FPU procesará 100,000 barriles diarios de crudo, con capacidad flexible para alcanzar 120,000 barriles en meseta, además de 145 millones de pies cúbicos diarios de gas, con capacidad del 100% para reinyección a 415 bar. El sistema también tratará e inyectará 140,000 barriles diarios de agua de mar, filtrada para evitar daño a la formación.
Cabe señalar que la mayor parte del gas producido —estimado en 145 MMpcd— se reinyectará al yacimiento para mantener presión. El excedente se exportará al gasoducto TC Energía en la costa. Debido a la acidez del crudo, se evaluaron opciones en refinerías de Estados Unidos y mercados internacionales desde las etapas de ingeniería.
Desafíos del yacimiento y decisiones operativas
Drouaud explicó que el yacimiento presenta dos zonas principales, conocidas como arenas 150 y 350, caracterizadas por baja presión y baja temperatura, lo que impide el ascenso natural del petróleo. La estrategia consiste en inyectar agua y gas para sostener la presión. “Trión no fluye por sí solo; requiere un sistema robusto de inyección para asegurar el desplazamiento del crudo hacia los pozos productores”, señaló.
La decisión de separar las funciones de procesamiento y almacenamiento responde a condiciones meteorológicas de la región. Un FPSO tradicional habría requerido una boya giratoria desconectable de dimensiones nunca antes construidas. “Ni Woodside ni Pemex quisimos asumir ese riesgo,” detalló. Por ello se seleccionó una FSO tipo Suezmax con capacidad de un millón de barriles, que permitirá descargas cada dos o tres días una vez alcanzado el pico de producción.
Además, expuso que el proyecto será completamente eléctrico, lo que elimina el uso de turbinas de gas tradicionales en instalaciones offshore. La capacidad instalada será de 60 megawatts. Esta configuración permite reducir las emisiones a 11.8 kg de CO₂ por barril, cifra significativamente menor a la de otros desarrollos en aguas profundas y alineada con la meta corporativa de Woodside de cero emisiones netas hacia 2050.
La ingeniería detrás de Trión
La campaña de perforación contempla 24 pozos, que comenzarán a ejecutarse en 2026 con una plataforma de Transocean. Los pozos se conectarán a la FPU mediante manifolds submarinos, árboles de Navidad, umbilicales y líneas flexibles.
La infraestructura incluye 30 kilómetros de umbilicales para control y monitoreo, más 30 kilómetros de tuberías flexibles fabricadas en Francia, transportadas en carretes de 11.2 metros de diámetro, con un total de 12 a 13 carretes requeridos. Los árboles submarinos se fabrican en Malasia y las unidades hidráulicas en Noruega. Tenaris suministra ductos de alto desempeño y ESESASA participa en soporte operativo.
La logística se concentrará en Tamaulipas, donde se recibirán equipos, tuberías y embarcaciones durante 2025 y 2026. Un componente destacado es la integración de empresas mexicanas. Oceaneering y Meler, desde Monterrey, fabricaron la primera estructura SUTA/Mudmat construida completamente en México para un proyecto de aguas profundas. Para ello fue necesario certificar soldadores bajo estándares AWS D1.1 y aplicar procesos de inspección con especialistas NACE Nivel 3.
Drouaud resaltó este logro como un avance para la industria nacional. “México no contaba con capacidades de aguas profundas; estamos viendo cómo comienzan a desarrollarse a través de Trión,” indicó.
Al respecto, durante el CIET 2025, Woodside lanzó su nuevo portal de proveedores, orientado a ampliar la participación de empresas tamaulipecas y facilitar procesos de registro y consulta de oportunidades. Según Christian Salgado, Asesor de Contratos de Woodside Energy: “El objetivo es integrar más proveedores locales al proyecto, fortalecer capacidades y asegurar transparencia en la cadena de suministro”.
El portal se complementa con el programa BlueWave, que tendrá su tercera edición en Tamaulipas en diciembre de 2025. Esta fase buscará robustecer habilidades técnicas, innovación y gestión empresarial para incrementar la participación local en proyectos de alta complejidad.
Progreso, permisos y ruta hacia 2028
La construcción avanza conforme al programa. La FPU será transportada desde Asia hasta el Golfo de México en un viaje de 70 días a bordo de un buque especializado de COSCO Shipping. La FSO se construye en China y la boya desconectable GTM estará lista a mediados de 2025, junto con las líneas de amarre y las primeras estructuras de fondeo. El módulo DTM se instalará en aguas mexicanas a 40 metros de profundidad antes de recibir el resto del sistema.
En materia regulatoria, el proyecto ha avanzado con autorizaciones de SENER, Pemex y ASEA. Stephan Drouaud explicó que la reciente aprobación de la Manifestación de Impacto Ambiental por ASEA fue determinante, y siguen en curso autorizaciones adicionales como SASISOPA y permisos de perforación.
Trión como punto de inflexión para México
Trión representa más que una inversión o un desarrollo técnico. La incorporación de 100,000 barriles diarios a partir de 2028 fortalecerá la producción nacional, pero su relevancia central está en la creación de capacidades de aguas profundas en México: soldadura certificada, ingeniería especializada, manufactura submarina, integración de sistemas complejos y operación de logística internacional.
Los 11 años entre la entrada de Woodside en 2017 y la primera producción en 2028 no reflejan retrasos, sino el nivel de precisión que exige un proyecto donde cada equipo opera bajo presiones y temperaturas extremas.
Cuando Trión entre en operación, México habrá dado un paso relevante en su infraestructura offshore. Las 500 millones de barriles en reservas, la escala de la plataforma y la colaboración con empresas mexicanas podrían servir como base para futuros desarrollos en aguas profundas. En el corto plazo, la industria sigue de cerca lo que ocurrirá en Tamaulipas, donde comenzará a llegar el equipo que marcará el siguiente capítulo del sector energético nacional.
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