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Semarnat autoriza de manera condicionada el parque solar Los Girasoles de 110 MW con almacenamiento BESS en Quintana Roo

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La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) otorgó la autorización ambiental condicionada al proyecto fotovoltaico Los Girasoles, ubicado en el municipio de José María Morelos, Quintana Roo. La central —promovida por la empresa Hocofaisán Maya bajo el esquema de inversión mixta firmado entre Polaris Renewable Energy y la Comisión Federal de Electricidad (CFE)— contempla una capacidad de 110 MWac (132.57 MWdc) y un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 33 MW / 101.5 MWh. La resolución administrativa supedita el inicio de las obras a la acreditación de la consulta previa, libre e informada a comunidades indígenas por parte de la SENER, la obtención del permiso de cambio de uso de suelo forestal y los dictámenes de delimitación hídrica de la Conagua.

El proyecto se desarrolla en el marco del acuerdo estratégico suscrito en julio de 2026 entre Polaris y la CFE (junto a Banca Mifel como fiduciario), el cual abarca tres centrales solares con almacenamiento en Quintana Roo, Tlaxcala y Sinaloa, acumulando 248.93 MWdc y 192 MWh con una inversión global de 217 millones de dólares. Para el parque Los Girasoles, Polaris estimó un presupuesto de 120 millones de dólares (con una estimación en el expediente ambiental de 1,788.4 millones de pesos / 96 millones de dólares), previendo una generación anual de 249,239 MWh y fijando el 28 de noviembre de 2028 como fecha límite para el inicio de operaciones comerciales. La infraestructura requerirá la instalación de 216,675 módulos fotovoltaicos de 610 Wp sobre 242 hectáreas y una línea de interconexión de 115 kV conectada a la línea Kambul-Polyuc.

Infraestructura de interconexión y esquema de coinversión CFE-privados

El desarrollo representa uno de los activos pioneros de la primera convocatoria de esquemas mixtos de la CFE para reforzar el suministro eléctrico en la Península de Yucatán. El periodo de ejecución contempla 30 meses de preparación del terreno y construcción, asegurando una vida útil operativa de 30 años apoyada por almacenamiento en baterías para dar firmeza a la red regional.

Centros de datos: la apuesta de Canadá por su soberanía energética y digital

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Por Marcos Avalos · Director de Proyectos Estratégicos, TUVANSA

En septiembre de 2026, Toronto fue sede de la primera Cumbre de Inversión de Canadá, un encuentro en el que el gobierno federal presentó su cartera de proyectos ante más de un centenar de los mayores inversionistas del mundo, con alrededor de 120 billones de dólares en capital bajo administración. En unas 270 reuniones individuales, el mensaje fue claro: el país busca 300 mil millones de dólares para el sector energético —repartidos entre generación convencional, energía limpia y servicios públicos— y 40 mil millones para centros de datos.

Figura 1. Inversión en Canadá y centros de datos en Alberta

Detrás de esta apuesta hay una lógica que va más allá de la infraestructura. Para Canadá, almacenar y procesar datos en su propio territorio es un pilar de soberanía en la era digital. El país tiene una larga tradición de liderazgo intelectual en inteligencia artificial, que se remonta a la década de 1970, y los centros de datos son la extensión natural de esa capacidad: no basta con desarrollar los modelos, también hay que contar con la infraestructura para ejecutarlos. De ahí el impulso al llamado cómputo soberano, que permite a desarrolladores y empresas operar con mayor autonomía y seguridad, y a la formación de centros de excelencia que atraen especialistas en IA, técnicos en refrigeración y emprendedores.

Para hacer atractiva la cartera, el gobierno anunció una deducción de productividad que permite deducir de inmediato el 100 % de la inversión en la mayoría de los activos productivos. Para las empresas de petróleo y gas, el flujo de caja mejoraría entre 6 % y 7 %, lo que coloca al régimen fiscal canadiense entre los más competitivos del G7.

Alberta concentra buena parte del interés. Ofrece gas natural abundante, clima frío que reduce el costo de enfriamiento, un mercado de generación privado y amplias extensiones de tierra con baja densidad de población. La demanda potencial es enorme: la cola de interconexión suma cerca de 20 gigawatts, frente a un consumo promedio de unos 10 gigawatts. Por ello, la primera etapa limitó el acceso a la red a 1,200 megawatts, y el nuevo marco regulatorio da prioridad a los proyectos que aportan su propia generación.

Los riesgos no son menores. El efecto en las tarifas es incierto: los costos de transmisión pueden repartirse entre más usuarios, pero si la demanda llega antes que la nueva generación, los precios suben, como ocurrió en el mercado de capacidad de PJM en Estados Unidos. A ello se suman el consumo de agua, la escasez de transformadores y turbinas de gas, y la falta de un regulador único. El rechazo al proyecto Synapse en Olds, los desafíos legales del proyecto Wonder Valley y las exigencias de consulta de las Primeras Naciones muestran que la licencia social pesa tanto como el capital.

Reflexión para México

México vive su propio auge de centros de datos, sobre todo en el Bajío, impulsado por la relocalización de cadenas productivas. La experiencia canadiense ofrece tres lecciones. Primero, la soberanía digital empieza por la soberanía energética: sin generación suficiente y una red de transmisión robusta, los centros de datos compiten con hogares e industria por la misma electricidad. Segundo, vincular cada proyecto con su propia fuente de energía —aprovechando el gas natural importado y los esquemas de autoconsumo previstos en el nuevo marco eléctrico— reduce la presión sobre el sistema y sobre las tarifas. Tercero, el agua y la consulta comunitaria deben resolverse desde el diseño, no después.

Hay, además, una oportunidad industrial. Cada centro de datos demanda tubería, válvulas, sistemas de protección contra incendio, subestaciones y obra civil. Si la política pública acompaña la atracción de inversión con reglas de contenido nacional y certidumbre regulatoria, México no solo albergará servidores: integrará a su industria en la cadena de valor de la economía digital.

Schneider Electric inaugura campus en Querétaro con una inversión de 3,600 millones de pesos

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Por Angel Velaiz 

Colón, Querétaro. Schneider Electric inauguró su nuevo campus con una inversión de 3,600 millones de pesos, con el que busca atender la creciente demanda de tecnología energética en Norteamérica.

Con la inauguración de este campus, Schneider Electric suma 12 plantas de manufactura en México, donde se prevé la generación de 4,000 empleos directos y cerca de 8,000 puestos indirectos para finales de 2027.

“El Campus Querétaro es fruto de más de ocho décadas de historia de Schneider Electric en México y del talento de nuestros ingenieros, técnicos y especialistas. Con 12 plantas de manufactura en el país, estamos preparados para impulsar la expansión de la industria”, mencionó Luis D’Acosta, presidente de Schneider Electric para México y Centroamérica.

Refirió, de igual manera, que los centros de datos y la economía digital en Norteamérica y Centroamérica generan oportunidades para las comunidades locales, lo que permite un crecimiento mutuo.

Desde la perspectiva del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), D’Acosta mencionó la necesidad de seguir fortaleciendo su cadena de suministro, respaldada por la capacidad manufacturera y la infraestructura con las que cuenta México.

“Las capacidades que tenemos de manufactura y tecnológicas en México, y la demanda que hay de estas soluciones, no van a cambiar de una manera u otra. Estamos comprometidos con estas inversiones y con seguir creciendo. Tenemos muy claro que preferimos mercados abiertos, sin tarifas, en los cuales podamos competir abiertamente”, señaló.

Por su parte, Kelly Becker, presidenta de Operaciones de Norteamérica de Schneider Electric, mencionó que la inversión actual en Colón, Querétaro, supera los 200 millones de dólares y que, en conjunto con otras tres instalaciones, representará aproximadamente 300,000 metros cuadrados de infraestructura industrial. Señaló que este complejo será el más grande de Schneider Electric a nivel global.

En tanto, el gobernador del estado de Querétaro, Mauricio Kuri, resaltó la mano de obra calificada con la que cuenta la entidad, al señalar que es una de las más competitivas del país, además de contar con infraestructura y recursos que han favorecido la captación de inversión privada.

“Cuando voy a traer inversión, yo no vendo una mano de obra barata, vendo la mejor mano de obra, vendo un ecosistema que tiene Querétaro, que es el mejor del país”, señaló el gobernador de Querétaro, Mauricio Kuri.

El presidente de Schneider Electric para México y Centroamérica señaló que, con la inauguración de esta planta, se busca impulsar el consumo y el desarrollo económico de la entidad.

“Nuestro crecimiento en Querétaro abre nuevas oportunidades para proveedores y para comunidades para que se desarrollen localmente y que vayan creciendo junto con nuestras operaciones, fortaleciendo el ecosistema industrial y desarrollando a nuestras comunidades hacia el futuro”, mencionó Luis D’Acosta.

Esta inversión refuerza la confianza de Schneider Electric en México, donde ha desarrollado sus operaciones durante más de 80 años, siendo Colón, Querétaro, una de las regiones donde la compañía ha fortalecido su presencia industrial.

El impulso de Schneider Electric a los centros de datos

Schneider Electric es una compañía de origen francés cuya historia se remonta a 1836, cuando los hermanos Adolphe y Joseph-Eugène Schneider adquirieron una fundición en Le Creusot, Francia. Inicialmente enfocada en la industria siderúrgica y la maquinaria pesada, la empresa diversificó sus operaciones hacia la distribución eléctrica, la automatización industrial y la gestión de energía.

Con 190 años de historia y ocho décadas de presencia en México, Schneider Electric ha ampliado sus operaciones hacia el desarrollo de tecnologías energéticas y digitales, fundamentales para el funcionamiento de industrias, edificios y centros de datos.

La expansión de Schneider Electric en México se desarrolla en un contexto de creciente demanda de infraestructura eléctrica, impulsada por la construcción de centros de datos y el desarrollo de la inteligencia artificial (IA), tecnologías que requieren sistemas de distribución de energía, enfriamiento y suministro eléctrico continuo para garantizar su funcionamiento.

De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), el consumo eléctrico mundial de los centros de datos podría pasar de 485 teravatios-hora (TWh) en 2025 a aproximadamente 950 TWh en 2030, impulsado principalmente por el crecimiento de la inteligencia artificial y otros servicios digitales.

Iberdrola electrifica con vapor 100% renovable la planta de Bayer en Asturias tras una inversión de 18 millones de euros

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Iberdrola inició las pruebas operativas para suministrar vapor generado exclusivamente con energía 100% renovable a la planta de Bayer ubicada en La Felguera (Langreo, Asturias), utilizada para la fabricación del principio activo del ácido acetilsalicílico (Aspirina®). La iniciativa, que sustituye el consumo directo de combustibles fósiles (gas natural) por un modelo industrial electrificado, evitará la emisión de 6,500 toneladas de CO₂ al año. El proyecto representa el primer desarrollo en España que electrifica calor industrial con almacenamiento térmico a gran escala mediante un contrato de compra de calor (Heat Purchase Agreement o HPA).

La infraestructura implicó una inversión superior a los 18 millones de euros y se compone de un sistema de almacenamiento térmico en sales con tecnología de la firma Inerco, complementado por un contrato de compraventa de energía (PPA) de 15 MW y una planta fotovoltaica de autoconsumo de 2.5 MW. El sistema permite guardar la energía renovable cuando las tarifas eléctricas son más competitivas para generar vapor continuo, garantizando el suministro para la producción farmacéutica global. El desarrollo contó con el respaldo financiero e institucional del IDAE, el Instituto para la Transición Justa (ITJ), el Principado de Asturias, el Ayuntamiento de Langreo y el Fondo de Innovación de la Unión Europea.

Descarbonización del calor industrial y almacenamiento térmico

David Martínez, CEO de Iberdrola Energía España, y Jorge Álvarez, director de la planta de Bayer en Asturias, destacaron que el complejo se posiciona como uno de los mayores proyectos de electrificación de calor con almacenamiento térmico a nivel mundial. La integración del sistema en sales optimiza el perfil de demanda eléctrica de la fábrica, reduciendo la dependencia de hidrocarburos importados en los procesos térmicos del sector farmacéutico.

Geoteco traslada la eficiencia petrolera a la generación eléctrica

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El gerente de operaciones de Geoteco plantea que combinar energías convencionales y renovables permite a los proyectos energéticos alcanzar rentabilidad, y que la experiencia en optimización de costos acumulada en el sector petrolero le permite a la empresa ampliar su oferta a otras industrias.

Por Kathya Santoyo

Una empresa industrial puede producir su propia electricidad y reducir su dependencia de la red de CFE sin asumir la inversión en infraestructura de generación. Este es el esquema que impulsa Geoteco, empresa que traslada su experiencia en optimización de operaciones petroleras a sectores como minería, automotriz, papelero y vidriero, mediante soluciones que combinan distintas fuentes de energía y buscan reducir los costos de sus clientes.

La propuesta responde a un desafío que, de acuerdo con Roberto Padilla, gerente de operaciones de Geoteco, comparten empresas de distintos países. La limitada infraestructura eléctrica y la disponibilidad de equipos para generar la energía que demanda la industria obligan a buscar alternativas que permitan mantener la continuidad de los procesos productivos. En este escenario, la generación en las propias instalaciones ofrece una opción para disminuir la exposición a interrupciones del suministro.

De los campos maduros a la industria

Geoteco nació como una empresa de servicios petroleros y ha ampliado sus actividades hacia las energías renovables tras identificar que se pueden complementar con las fuentes convencionales para mejorar la eficiencia de las operaciones. “Las energías convencionales del petróleo y las renovables no son excluyentes; tenemos que hacer una sinergia entre ambas para optimizar el proceso”, explica Padilla.

Como ejemplo menciona la apuesta de las automotrices por los vehículos híbridos, que combinan gasolina y electricidad, en lugar de concentrar toda su estrategia en los automóviles eléctricos.

En el sector petrolero, Geoteco aplica este criterio mediante la integración de gas y energía solar para optimizar las operaciones. Padilla reconoce que esta combinación todavía es poco frecuente, pero considera necesario extenderla para mejorar la rentabilidad de los proyectos y favorecer la generación de empleos.

La estrategia también contempla sistemas de almacenamiento que permiten aprovechar la electricidad producida y utilizarla durante las horas de mayor demanda. La combinación de generación solar o eólica con baterías ofrece a las instalaciones una alternativa para reducir su consumo de la red eléctrica y mantener sus procesos ante interrupciones del suministro o insuficiencia de gas.

El conocimiento acumulado en campos petroleros maduros constituye la base de esta estrategia. En estas operaciones, la disminución de la producción de los pozos obliga a mejorar constantemente los costos para mantener su rentabilidad. Geoteco trasladó ese enfoque a otras actividades industriales, donde adapta las tecnologías de generación a las condiciones y necesidades de cada instalación.

A través de su división Geoteco Energía, la compañía participa desde el diseño y la ingeniería hasta la construcción de la infraestructura. Para ello, evalúa los requerimientos de consumo, la capacidad de generación necesaria, el espacio disponible y las condiciones geográficas de cada proyecto.

El modelo contempla que el cliente no tenga que realizar la inversión inicial. Geoteco absorbe el capital necesario para instalar los paneles solares, aerogeneradores, generadores y demás equipos requeridos. Posteriormente, se encarga de su operación y mantenimiento mediante contratos de 10 a 15 años. “Vendemos la energía con infraestructura, operación y mantenimiento para los clientes”, detalla el directivo.

Para integrar estas soluciones, la empresa mantiene alianzas comerciales con fabricantes de equipos y compañías interesadas en invertir en México. De esta manera, reúne recursos financieros, infraestructura y conocimiento del mercado para estructurar propuestas dirigidas a sus clientes.

Inteligencia artificial para optimizar las operaciones

La incorporación de nuevas tecnologías también forma parte de la estrategia de Geoteco. Además de transformadores, paneles solares y aerogeneradores, la empresa trabaja con herramientas de inteligencia artificial para mejorar el análisis de información y la toma de decisiones operativas.

Padilla considera que su adopción será indispensable para la competitividad de las empresas y los gobiernos. “La inteligencia artificial no es un lujo, sino que es necesaria para la supervivencia de las empresas y de los gobiernos”, afirma.

Geoteco utiliza principalmente soluciones de inteligencia artificial existentes, aunque también desarrolla herramientas propias para el sector petrolero. Entre ellas se encuentran agentes de búsqueda y respuesta que procesan información de telemetría, reportes de operación y registros de ingenieros para generar recomendaciones orientadas a optimizar los campos.

Esta capacidad también puede trasladarse al análisis del consumo eléctrico, mediante sistemas que procesan los reportes de energía de una instalación e identifican oportunidades para mejorar su utilización. La velocidad con la que evolucionan estas herramientas representa un reto para su adopción. Por ello, Padilla considera que las empresas deben mantener un proceso constante de actualización, incluso si los avances se incorporan gradualmente.

Tamaulipas y los proyectos hacia 2035

Con oficinas principales en Tamaulipas y bases operativas en Altamira, Veracruz, Villahermosa y Ciudad del Carmen, Geoteco mantiene presencia en distintas zonas de la región del Golfo de México. Desde esa ubicación, Padilla identifica condiciones favorables para el desarrollo de nuevos proyectos energéticos en el estado.

Entre los factores que destaca se encuentran la disponibilidad de viento y radiación solar, la participación del gobierno estatal y el interés por el sector. A su juicio, la combinación de estos elementos puede impulsar el desarrollo energético de Tamaulipas durante los próximos años. “En 10 a 15 años Tamaulipas será el estado energético de México, como Texas lo es en Estados Unidos”, proyecta.

La compañía contempla ampliar su participación en proyectos de energías renovables, plantas de ciclo combinado y centrales de generación de gran capacidad. En su plan hacia 2030-2035, otro de los segmentos prioritarios será el costa afuera, donde las restricciones de espacio dificultan la instalación de paneles solares y aerogeneradores.

Para estas operaciones, Geoteco prevé aprovechar tecnologías de almacenamiento mediante baterías. Padilla reconoce que los proyectos costa afuera implican mayores riesgos y complejidad, pero considera que representan una oportunidad para aplicar la experiencia de la compañía en optimización de procesos.

El directivo también señala que el crecimiento energético debe acompañarse de medidas de protección ambiental, educación y uso responsable de los recursos, particularmente del agua en los procesos industriales. Considera además que la adopción de nuevas tecnologías debe evaluarse para encontrar un equilibrio entre el desarrollo productivo y la reducción de sus impactos ambientales.

Con esta visión, Geoteco busca ampliar su participación en proyectos energéticos de largo plazo, tanto en el sector petrolero como en otras actividades industriales. Su estrategia hacia los próximos años se concentra en desarrollar infraestructura de generación, incorporar nuevas tecnologías y aplicar su experiencia en optimización de costos a proyectos que requieren mayor capacidad y continuidad de suministro.

Irak alcanza acuerdo con Estados Unidos para reanudar exportaciones petroleras en el Estrecho de Ormuz

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El Gobierno de Irak logró un entendimiento con Estados Unidos para facilitar el paso seguro de sus exportaciones de petróleo crudo a través del Estrecho de Ormuz, mediante un corredor marítimo designado cerca de las costas de Omán. El ministro de Relaciones Exteriores iraquí, Fuad Hussein, confirmó el acuerdo orientado a restablecer los flujos en una de las rutas de transporte energético más estratégicas del mundo, tras meses de disrupciones derivadas del conflicto bélico con Irán. De acuerdo con las estimaciones oficiales presentadas por el canciller, las pérdidas económicas acumuladas para Irak debido a la guerra e interrupción de embarques alcanzan aproximadamente los 60,000 millones de dólares.

A pesar de las afectaciones financieras, la industria petrolera iraquí muestra una rápida recuperación en sus volúmenes de exportación: las plataformas pasaron de promediar 2.65 millones de barriles diarios (mbd) en septiembre de 2026 a alcanzar 3.5 mbd en octubre. En el ámbito diplomático, el Departamento del Tesoro de EE. UU. ha presionado a Bagdad para cerrar la mayoría de sus puntos fronterizos con Irán, manteniendo únicamente dos operativos, lo que añade complejidad geopolítica al comercio regional. La reactivación del suministro iraquí en los mercados internacionales busca aliviar las presiones sobre la oferta global de crudo y reducir la prima de riesgo geopolítico.

Impacto en los mercados globales de crudo y seguridad en el Golfo Pérsico

El restablecimiento de las exportaciones iraquíes representa un hito crítico para la estabilización de los precios internacionales del petróleo, ejerciendo una presión a la baja sobre los marcadores globales. No obstante, los analistas de mercado mantienen la cautela debido a que los riesgos de seguridad para los buques tanque persisten en las inmediaciones del estrecho, condicionados a si el acuerdo impulsa una normalización integral del tráfico marítimo en el Golfo Pérsico.

Pemex reduce su deuda financiera en 20 mil mdd; destaca director en comparecencia

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Por Itzel Alaniz

La deuda financiera de Petróleos Mexicanos (Pemex) mantiene una tendencia a la baja. Al 30 de septiembre de 2026, la empresa registró un saldo de 77,600 millones de dólares (mdd), su nivel más bajo desde 2014, informó Juan Carlos Carpio Fragoso, director general de Pemex, durante su comparecencia ante la Cámara de Diputados.

Esta cifra representa una reducción de 20,000 mdd respecto al mismo periodo de 2025. Además, la relación entre la deuda y el indicador financiero que mide la rentabilidad operativa de una empresa, EBITDA, pasó de ocho a cuatro veces, mientras que las obligaciones de corto plazo disminuyeron hasta representar 43.5% del total.

En su balance financiero, la petrolera también reportó un crecimiento de 49% en el EBITDA respecto al año anterior, al alcanzar 385,000 millones de pesos. A esto se suma una reducción de 64% en las aportaciones del Gobierno federal.

En cuanto a los compromisos con proveedores y contratistas, Pemex destinó 582,000 millones de pesos a cubrir adeudos durante 2025 y otros 370,000 millones entre enero y septiembre de 2026. En conjunto, los pagos sumaron 952,000 millones de pesos.

De estos recursos, 74% provino de ingresos propios de la empresa y el 26% restante del Programa de Financiamiento de Inversión, diseñado en coordinación con la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).

Por otra parte, Carpio destacó los contratos mixtos como una alternativa para atraer inversión, incrementar las operaciones de Pemex y ampliar la participación del sector privado. Bajo este esquema, Pemex adjudicó 10 contratos por 103 MDD, de los cuales 9 ya se encuentran en operación.

En cuanto a la deuda financiera contratada en los mercados internacionales, Pemex reportó una reducción superior a 1,000 MDD en menos de dos años. A este resultado se suma el crecimiento de 49% en el EBITDA durante 2026.

Resultados positivos y avances en las refinerías

Durante su intervención en el recinto legislativo, el director de Pemex presentó cinco avances que realizó la empresa durante un año de actividades, entre octubre de 2025 y septiembre de 2026. Estos ejes se basaron en: Producción estable, más refinación y mayor generación, más petroquímica y fertilizantes, menos deudas y más recursos e inversión para el futuro.

Durante el segundo año de gobierno de la actual administración, la producción de petróleo llegó a 1.65 millones de barriles diarios, las refinerías procesaron 19.6% más crudo, la producción de diésel aumentó 42.3%, subió la venta de petrolíferos en 10.9% y se importó 12% menos gasolina.

“Durante este año de actividades, continuamos fortaleciendo nuestras operaciones a lo largo de toda la cadena de valor e incrementamos la producción de gas natural. Estos avances cobran relevancia en el contexto político internacional actual”, explicó Carpio.

En dicho este periodo, la extracción de hidrocarburos aumentó 3.4%, al alcanzar los 2,417,000 barriles de petróleo crudo equivalente. En cuanto a la producción de líquidos, esta llegó a 1,650,000 barriles diarios, mientras que los condensados registraron un crecimiento de 10.6%. Por su parte, la producción nacional de petróleo crudo se ubicó en 1,770,000 barriles diarios durante 2026.

En cuanto a refinación, el Sistema Nacional de Refinación (SNR) alcanzó en este año una producción de 1,107,000 barriles diarios, lo que representó un incremento de 19.6% respecto al primer año de actividades. El director de Pemex destacó el aumento de la producción de la Refinería Olmeca, que pasó de 87,000 a 198,000 barriles diarios.

Respecto a los proyectos de aprovechamiento de residuales en las refinerías de Tula y Salina Cruz, iniciados durante el sexenio anterior, Carpio mencionó avances de 97.9% y 81.4%, respectivamente. La conclusión de los trabajos en Tula está prevista para diciembre de 2026, mientras que Salina Cruz alcanzaría 100% de avance a mediados de 2027.

Por otra parte, la producción nacional de combustibles registró aumentos en sus principales derivados: la elaboración de gasolina creció 21.6%, al llegar a 433,000 barriles diarios; el diésel aumentó 42.6%, hasta alcanzar 280,000 barriles, y la turbosina subió 8.2%, con una producción de 44,000 barriles diarios. 

En conjunto, los refinados de alto valor pasaron de 494,000 a 758,000 barriles diarios, un incremento de 27.6%.

En cuanto a la producción de combustibles para el transporte, esta alcanzó 289,000 barriles diarios, cifra 17.1% superior al promedio registrado anteriormente.

Sobre el suministro nacional, incrementó 10.9% en las ventas internas de petrolíferos, mientras que las de diésel aumentaron 17.3%. Además, las importaciones de gasolina disminuyeron 12%.

Ante esto, Carpio destacó su contribución y la de la empresa para mantener el precio de la gasolina regular por debajo de los 24 pesos por litro y el diésel en 27 pesos en la mayoría de las estaciones de servicio del país.

Planes de inversión hacía 2030

Pemex tiene previstas varias acciones para mejorar sus operaciones y producción en distintos rubros, respaldadas por un plan de inversión de 1.8 billones de pesos hacia 2030, que contempla recursos propios para fortalecer su infraestructura, seguridad industrial, protección ambiental, exploración y refinación: 

Seguridad industrial y protección ambiental: Destinaron 28,000 MDP para atender los riesgos en materia ambiental y de seguridad industrial. Hasta el momento, Carpio mencionó la atención de 74% de estos riesgos, aunque su meta es llegar a cero pendientes.

Aprovechamiento de gas: Pemex presentó 35 iniciativas ante el Banco Mundial y estableció el compromiso de eliminar la quema rutinaria de gas para 2030. Entre sus objetivos también contempla recuperar el gas que actualmente se envía a desfogue para aprovecharlo en sus operaciones.

Modernización de refinerías: Pemex contempla continuar con la modernización de sus instalaciones y realizar mantenimientos permanentes en las siete refinerías que integran el Sistema Nacional de Refinación.

Ruta hacia la autosuficiencia financiera: Para 2027, Pemex prevé reducir 64% las aportaciones del gobierno federal, las cuales se limitarían al pago de la deuda financiera heredada de contratos anteriores a 2018.

Actividad exploratoria: El plan contempla la adquisición de 58,000 kilómetros cuadrados de información sísmica 3D y el procesamiento de otros 109,000 kilómetros cuadrados. 

También prevé la perforación de 145 pozos, de los cuales 69 serán terrestres y 76 marinos. Con estos trabajos, Pemex estima incorporar nuevas reservas por 2,462 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Asimismo, contempla realizar mantenimiento permanente a las refinerías Cadereyta, Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz, Tula y Olmeca (Dos Bocas). 

Calificaciones estables en Moody’s y Fitch Ratings 

Además del avance de Pemex y los planes de inversión para finales del sexenio, Juan Carlos Carpio destacó las mejoras en las calificaciones crediticias de Moody’s y Fitch Ratings, como un reconocimiento internacional y respaldo al desempeño financiero y productivo de Pemex.

Fitch Ratings elevó la calificación de la empresa en tres escalones, al pasar de B+ a BB+, mientras que Moody’s la modificó de B3 a B1. Ambas agencias asignaron una perspectiva estable a la empresa.

La CNE aprueba seis permisos de generación fotovoltaica con almacenamiento en baterías

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó seis permisos de generación eléctrica fotovoltaica que incorporarán una capacidad neta de 649 MW al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Los proyectos, que contemplan una inversión estimada de 750 millones de dólares y prevén iniciar operaciones comerciales entre 2028 y 2029, fueron resueltos en el marco de la Segunda Convocatoria para la atención prioritaria de solicitudes de permisos de generación e interconexión bajo el esquema de planeación vinculante de la Secretaría de Energía (SENER). El proceso inició con 223 registros, de los cuales 71 revalidaron sus estudios de interconexión y 57 presentaron solicitudes formales de permiso.

Las centrales autorizadas suman una potencia declarada de 751.08 MWac en paneles solares e integrarán sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) por 204.38 MW y 627.94 MWh. De acuerdo con fuentes del sector, las filiales adjudicatarias incluyen a Green Park Energy (filial de Cox), que desarrollará tres centrales en Aguascalientes, Jalisco y Guanajuato; Ammper Generación (propiedad de Invex Controladora), con dos proyectos en Tlaxcala y Morelos; y Viva el Sol, con una instalación en Coahuila. Por distribución regional, la Gerencia de Control Regional Occidente recibirá 350 MW, la Gerencia Oriental 289 MW y la Noreste 10 MW.

Distribución regional y planeación vinculante en el SEN

La aprobación de los permisos se alinea con la estrategia nacional para elevar la participación de las fuentes renovables al 38% de la matriz de generación eléctrica para 2030. La SENER precisó que el 37% de la capacidad autorizada entrará en operación en 2028 y el 63% restante en 2029, permitiendo que las solicitudes no seleccionadas en esta fase participen en futuras convocatorias o continúen mediante el procedimiento ordinario.

CFE lanza concurso internacional por 2,894.8 MDP para reforzar la red de transmisión de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco III

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE) emitió la convocatoria para el concurso internacional COEE-0029-2026 destinado al reforzamiento de la red de transmisión vinculada a la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco (Secuencia III). El procedimiento, ejecutado bajo la modalidad llave en mano a precio alzado con financiamiento del Fideicomiso Transmisión F/311430, contempla un presupuesto máximo de 2,894,860,585.90 pesos mexicanos (sin IVA). Las empresas participantes deberán acreditar un capital contable mínimo de 429,685,326.96 pesos para los ejercicios 2024 y 2025, así como cumplir con los requerimientos de contenido nacional del 36.10% en materiales y equipos y del 90% en mano de obra.

El alcance técnico de la licitación abarca la ampliación de las subestaciones Cucapah, Golfo de Santa Clara y CFV Puerto Peñasco, junto con el tendido de 308.89 kilómetros de líneas de transmisión a 400 kV (con tramos operativos iniciales a 230 kV) en los estados de Sonora y Baja California. La infraestructura dará soporte a la Secuencia III del parque solar, la cual requiere una inversión total de 6,488 millones de pesos para incorporar 300 MW de capacidad fotovoltaica y un sistema BESS de 3 horas. Con un avance físico superior al 27%, se proyecta el inicio de operaciones comerciales de la tercera fase para finales de 2027, antes de dar paso a la Secuencia IV (280 MW adicionales e inversión de 6,788 millones de pesos) estimada para el 1T 2028, completando así el complejo de 1,000 MW.

Restricciones operativas y normativa ambiental en el noroeste del país

El pliego de bases del concurso establece restricciones técnicas y operativas debido a la proximidad del trazado con las Áreas Naturales Protegidas de El Pinacate y el Gran Desierto de Altar. Asimismo, la CFE restringió las libranzas e intervenciones en circuitos desenergizados durante la temporada de verano (mayo a octubre) para proteger la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional en periodos de máxima demanda.

Iberdrola renovará 1,300 kilómetros de redes de transporte eléctrico en Nueva York con su filial Avangrid

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Iberdrola, a través de su filial estadounidense Avangrid, anunció un plan de modernización de infraestructura eléctrica en el Estado de Nueva York que contempla la renovación de más de 230 líneas de transporte de electricidad, sumando una extensión conjunta de 1,300 kilómetros. Las actuaciones, proyectadas con un horizonte de ejecución hacia 2031, buscan aumentar la fiabilidad y la resiliencia del sistema frente a fenómenos meteorológicos extremos, adaptando la red al crecimiento sostenido de la demanda energética en la región de Nueva Inglaterra y Nueva York.

Este programa en líneas de transporte se suma a la estrategia de inversión de Iberdrola en Estados Unidos, donde prevé destinar 8,500 millones de euros a redes de distribución de electricidad al 2028. En conjunto, la compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán acumula en el país una base de activos regulados (RAB) cercana a los 16,000 millones de euros —de los cuales más de 4,000 millones de euros corresponden a redes de transporte— repartidos entre los Estados de Nueva York, Maine, Connecticut y Massachusetts. El grupo proyecta elevar su RAB total en redes de transporte y distribución en EE. UU. a 30,000 millones de euros para 2031.

Asignación de capital y activos regulados en Estados Unidos

Estados Unidos se consolida como uno de los principales mercados estratégicos globales de Iberdrola, concentrando una inversión proyectada de 16,000 millones de euros entre 2025 y 2028, equivalente a un tercio de su presupuesto de capital global. De esta cifra, 12,000 millones de euros se orientarán al negocio de redes eléctricas y 4,000 millones de euros a generación y comercialización. Actualmente, Avangrid opera en 25 estados con más de 11,000 MW de capacidad instalada, 173,000 kilómetros de líneas eléctricas y 3.4 millones de clientes.