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Lukoil anuncia retiro total de sus activos tras nuevas sanciones

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La petrolera rusa Lukoil PJSC confirmó que iniciará la venta de todos sus activos internacionales, en respuesta a las sanciones impuestas por Estados Unidos y otros países occidentales. La medida representa un giro estratégico en el sector energético ruso, marcado por el creciente aislamiento financiero y logístico derivado del conflicto en Ucrania.

Según el comunicado oficial, las transacciones se realizarán bajo una licencia de liquidación otorgada por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC), lo que permite la continuidad temporal de las operaciones mientras se concreta la desinversión. La empresa adelantó que podría solicitar una extensión de esta licencia para garantizar la estabilidad operativa durante el proceso.

El portafolio internacional de Lukoil incluye refinerías en Italia, Bulgaria, Rumania y los Países Bajos, además de proyectos de exploración y producción en Irak, Uzbekistán, Kazajistán, Azerbaiyán y África Occidental. Estos activos representan una parte significativa de su negocio global, por lo que su venta podría reconfigurar el mapa de inversiones energéticas rusas fuera del país.

“Se ha iniciado la consideración de ofertas de potenciales compradores”, indicó la compañía en su declaración pública. La decisión convierte a Lukoil en la primera gran petrolera rusa en ejecutar una retirada integral de sus operaciones internacionales, en contraste con otras empresas estatales como Rosneft, que aún mantienen presencia en mercados extranjeros.

Analistas internacionales señalan que esta salida refleja la presión creciente sobre las empresas rusas para operar fuera de su territorio, ante restricciones que limitan el acceso a financiamiento, tecnología y transporte. La desinversión de Lukoil marca un nuevo capítulo en la transformación del sector energético ruso, que enfrenta desafíos estructurales bajo el peso de las sanciones globales.

Gobernanza, datos y propósito: los nuevos ejes de la IA en infraestructura

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Por Kathya Santoyo

La inteligencia artificial se encuentra en un punto de inflexión dentro del sector de infraestructura. Lo que hace apenas unos años era una promesa experimental, hoy comienza a integrarse en las fases críticas de diseño, construcción y operación. En el marco del Year in Infrastructure and Going Digital Awards 2025, celebrado en Ámsterdam, Bentley Systems presentó el panel “From Hype to Hope: The State of Infrastructure AI”, una conversación entre especialistas de ingeniería, derecho y consultoría sobre la adopción real de la IA en proyectos complejos.

Moderado por Mark Coates FCIHT, FCInstCES, vicepresidente de Infrastructure Policy Advancement en Bentley Systems, el panel abordó los resultados de un estudio global elaborado por la firma Pinsent Masons en colaboración con el Institute of Civil Engineers, Mott MacDonald y Turner & Townsend. Los hallazgos reflejan que la inteligencia artificial ya no es una tendencia emergente, sino un componente operativo en la planeación de infraestructura a gran escala.

“El 68% de las organizaciones del sector ya cuenta con políticas activas de inteligencia artificial, y 40% ha iniciado su implementación en procesos críticos”, explicó Coates. “El reto no es la adopción, sino la confianza: cómo aseguramos que las decisiones automatizadas se alineen con la seguridad, la ética y la eficiencia técnica”, afirmó.

Junto a Coates participaron Anne-Marie Friel, socia de Pinsent Masons; Yeun Jin Kim, líder técnica de IA en Mott MacDonald; y Guy Beaumont, director y líder de consultoría digital en Turner & Townsend.

Los panelistas coincidieron en que la inteligencia artificial ha pasado de ser un experimento aislado a un componente estructural en la planeación, diseño y operación de proyectos de infraestructura. Sin embargo, advirtieron que la adopción apresurada, sin una base de datos confiable o una gobernanza sólida, puede comprometer los resultados y la confianza en el sistema.

Beaumont explicó que muchas empresas han superado la etapa experimental de pilotos aislados para avanzar hacia modelos más estructurados. “Las organizaciones deben fortalecer su arquitectura de datos, garantizar la trazabilidad y adoptar prácticas de DevOps que aseguren calidad, cumplimiento y productividad”, señaló. Subrayó además que la preparación de infraestructura tecnológica y la gobernanza corporativa son pasos críticos para lograr una adopción eficaz.

Desde una perspectiva jurídica, Anne-Marie Friel puntualizó que el éxito de la IA en infraestructura no depende únicamente de la tecnología. “Se pierde de vista el valor cuando se prioriza la herramienta sobre el modelo de negocio. Las empresas deben enfocarse en crear marcos contractuales y colaborativos que generen confianza entre los participantes”, expresó. Para Friel, la adopción responsable exige fundamentos sólidos en ética, transparencia y gobernanza de datos. “Los resultados deben ser confiables, justos y sostenibles. Sin esas bases, todo el sistema se convierte en una casa de naipes”, advirtió.

Valor, confianza y trazabilidad

El debate giró también en torno al impacto de la IA en la percepción del valor dentro de las organizaciones. Beaumont explicó que el verdadero cambio no está en la automatización, sino en la redefinición de cómo se mide y se captura el valor generado por los datos. “Estamos migrando de un modelo centrado en el tiempo humano a uno impulsado por resultados integrados, donde los sistemas tecnológicos complementan las capacidades de los equipos”, señaló.

Coates retomó el tema destacando la importancia de construir confianza en la toma de decisiones automatizadas. “Las decisiones en infraestructura tienen consecuencias reales; deben poder explicarse y auditarse. La trazabilidad es esencial para mantener la confianza del mercado”, sostuvo. Esta visión fue reforzada por Yeun Jin Kim, quien señaló que el reto no es solo técnico: “Las organizaciones necesitan comprender sus propios datos antes de confiar en los resultados de la IA. Sin una estructura clara y una cultura de datos, los algoritmos no pueden generar valor confiable”.

Los cimientos de la madurez digital

El consenso del panel fue que la próxima etapa de adopción requiere bases comunes de datos, interoperabilidad y calidad sostenida. La especialista de Mott MacDonald explicó que muchas empresas están retrocediendo a los fundamentos para fortalecer su infraestructura de datos. “La estandarización de procesos y la consistencia en la descripción de sistemas son pasos indispensables. No se trata de implementar IA por moda, sino de garantizar que los datos sean reutilizables, seguros y de calidad continua”, afirmó.

Beaumont añadió que la profesionalización técnica será un factor determinante. “No buscamos convertir a los ingenieros en científicos de datos, sino empoderarlos con herramientas y conocimiento para tomar decisiones más informadas”, comentó. Mencionó la creación de grupos de trabajo especializados y la integración de expertos en analítica dentro de los equipos de proyecto como una estrategia efectiva para acelerar la curva de aprendizaje.

Finalmente, los ponentes delinearon los tres ejes que marcarán la agenda ejecutiva de la IA en infraestructura durante los próximos años: propósito, colaboración y confianza.

Coates resumió: “Definir el propósito antes de aplicar la tecnología es esencial. Después viene la colaboración entre disciplinas y, finalmente, la confianza, que debe construirse con transparencia y responsabilidad”.

Friel complementó la visión enfatizando la necesidad de modelos de gobernanza que actúen como habilitadores y no como obstáculos. “La gobernanza debe centrarse en principios, no en barreras. Las organizaciones deben respetar la capacidad de adaptación de su gente y acompañar ese proceso”, señaló. Kim, por su parte, insistió en que los próximos tres años estarán marcados por la consolidación técnica. “Las compañías están dejando atrás la experimentación y enfocándose en asegurar que las soluciones sean técnicamente sólidas, seguras y compatibles con los estándares regulatorios”, concluyó.

Pemex señala potencial en recursos no convencionales

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Durante su comparecencia en la Cámara de Diputados, el director de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, propuso retomar la discusión sobre el uso de fraccionamiento hidráulico para la extracción de petróleo y gas en México. La solicitud se da en un contexto de producción decreciente, presión financiera y limitaciones operativas que enfrenta la empresa estatal.

Rodríguez Padilla aclaró que Pemex realiza fracturación hidráulica convencional, pero no emplea técnicas de fracking como las utilizadas en yacimientos de roca dura. “Sí hacemos fracturación hidráulica de forma convencional, pero no hacemos fracking”, explicó. Recordó que durante el sexenio de Enrique Peña Nieto se realizaron 25 pruebas documentadas, pero que desde 2018 estos desarrollos fueron suspendidos.

El funcionario respondió a cuestionamientos sobre la caída en exploración y producción formulados por legisladoras de oposición. Señaló que los trabajos actuales se concentran en recursos convencionales en tierra, mar y aguas someras, además de algunos desarrollos en aguas profundas. Sin embargo, reconoció que la extracción convencional “ya se terminó”, lo que obliga a considerar nuevas alternativas.

“Podemos irnos a la no convencional y ahí tenemos otros 70 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente que podíamos explotar con diferentes técnicas y no lo estamos haciendo porque hay que tomar una decisión: ¿Seguimos siendo país petrolero o nos vamos a la transición?”, planteó Rodríguez Padilla.

El directivo también reconoció que Pemex atraviesa un momento crítico, con recursos limitados, una plataforma de bombeo en descenso y una deuda acumulada que ha afectado su capacidad operativa durante varios sexenios. “Estamos trabajando en los recursos convencionales y ahí estamos trabajando en tierra, mar y aguas someras; hay desarrollos en aguas profundas para mantener una producción que efectivamente sirve y contribuye a financiar los programas sociales”, agregó.

NextEra reactiva planta nuclear en Iowa tras acuerdo con Google

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La creciente demanda de energía por parte de centros de datos ha impulsado un acuerdo entre Google y NextEra Energy para reactivar la planta nuclear Duane Arnold Energy Center, ubicada en Iowa, cerrada desde 2020. El reinicio está previsto para 2029, respaldado por un contrato de 25 años para el suministro de electricidad.

La planta, con capacidad de 615 megavatios, será utilizada para alimentar operaciones de procesamiento de inteligencia artificial, que requieren grandes volúmenes de energía continua y libre de carbono. “Reiniciar Duane Arnold marca un hito importante para NextEra Energy”, declaró el CEO John Ketchum.

El acuerdo se suma a iniciativas similares en otras instalaciones nucleares, como Three Mile Island en Pensilvania, que busca abastecer centros de datos de Microsoft. Empresas como Amazon, Google y Microsoft han firmado convenios para adquirir energía futura de tecnologías nucleares avanzadas, incluyendo reactores modulares pequeños y fusión.

Además del suministro energético, NextEra y Google explorarán el desarrollo de nueva tecnología nuclear. La presidenta de Alphabet y Google, Ruth Porat, afirmó que el proyecto “servirá como modelo para inversiones que impulsen una economía basada en IA con energía limpia y confiable”.

NextEra también anunció la compra del 30% restante de la planta, propiedad de Central Iowa Power Cooperative y Corn Belt Power Cooperative, consolidando el 100% de la propiedad. La reactivación de Duane Arnold se suma a los esfuerzos por revitalizar la energía nuclear en Estados Unidos, aunque aún no se ha concretado el reinicio de ninguna planta cerrada.

Grupo Carso reevalúa proyecto de gas en Lakach

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El proyecto de gas natural en aguas profundas Lakach, ubicado en el Golfo de México, está siendo reevaluado por Grupo Carso y Pemex ante dudas sobre su viabilidad financiera. La iniciativa, que busca revivir un campo abandonado por sus altos costos, enfrenta ahora un entorno de precios menos favorable.

Grupo Carso, del empresario Carlos Slim, firmó en 2023 un acuerdo para asociarse con Pemex en el desarrollo del campo. Sin embargo, el director de Administración y Finanzas de la empresa, Arturo Spinola, señaló que “se está revisando la viabilidad en cuanto al precio de costo-beneficio”, debido al bajo valor actual del gas.

El campo Lakach, situado a unos 90 kilómetros del puerto de Veracruz, contiene aproximadamente 900,000 millones de pies cúbicos de gas, según cifras disponibles. La profundidad del yacimiento y los costos operativos han sido factores determinantes en su complejidad, reconoció Slim en declaraciones previas.

Representantes de ambas partes han discutido ajustes al acuerdo original para hacer rentable el proyecto, según reportes de prensa. Se realizan nuevos análisis técnicos y financieros para definir el futuro del desarrollo, que podría requerir modificaciones en el modelo de inversión.

Lakach representa uno de los pocos proyectos de gas natural en aguas profundas en México, y su avance dependerá de las condiciones del mercado energético y de la capacidad de Pemex y Grupo Carso para equilibrar costos con rentabilidad.

SLB firma colaboración con Ormat para despliegue de geotermia

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La empresa de servicios energéticos SLB anunció una alianza con Ormat Technologies para acelerar el desarrollo de proyectos geotérmicos. El acuerdo incluye la implementación de sistemas geotérmicos mejorados (EGS) en una planta existente de Ormat.

La tecnología EGS permite crear reservorios térmicos en rocas calientes. Esto amplía el potencial de la energía geotérmica más allá de las zonas convencionales. El objetivo es avanzar desde el concepto hasta la generación de energía.

“Al reunir a los principales expertos mundiales en tecnologías de subsuelo y plantas de energía geotérmica, Ormat y SLB acelerarán el camino hacia un despliegue rápido de instalaciones EGS a escala comercial”, señaló Doron Blachar, director ejecutivo de Ormat.

La colaboración combina la experiencia de Ormat en operación de plantas con las capacidades de SLB en ingeniería de subsuelo. Después del piloto, ambas empresas buscarán la comercialización de EGS para productores independientes, servicios públicos y operadores tecnológicos.

“Existe una necesidad urgente de satisfacer la creciente demanda de energía impulsada por la IA y otros factores”, afirmó Gavin Rennick, presidente de New Energy en SLB.

Según el Departamento de Energía de Estados Unidos, la geotermia de próxima generación podría alcanzar hasta 300 gigavatios en capacidad instalada para 2050. Ormat opera actualmente una cartera de 1,268 MW en generación geotérmica y solar en seis países, además de 350 MW en almacenamiento energético en Estados Unidos.

CFE destinó 84,805 mdp en subsidios a tarifas eléctricas en 2025

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE) informó que en lo que va de 2025 ha destinado 84,805 millones de pesos para apoyar las tarifas eléctricas domésticas. La cifra fue presentada por la directora general, Emilia Esther Calleja Alor, durante su comparecencia ante la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, en el marco del Primer Informe de Gobierno de Claudia Sheinbaum.

Calleja Alor señaló que la fijación de tarifas eléctricas no está entre las atribuciones de la CFE. Sin embargo, indicó que el tema forma parte de la agenda pública de la empresa, ya que el subsidio se refleja directamente en el suministro a las familias.

“Este año se han destinado 84,805 millones de pesos para apoyar las tarifas domésticas. Se benefician cerca del 89% de los usuarios de tipo residencial”, indicó la funcionaria. Agregó que el apoyo representa un subsidio promedio de 47% en la factura eléctrica, con variaciones según la zona geográfica y la temporada del año.

“Esto representa apoyar la economía de millones de familias. Entendemos que debemos ser sus aliados en las temporadas que más lo requieren”, expresó Calleja Alor durante su intervención.

La comparecencia incluyó datos sobre el impacto del subsidio en el suministro básico y su alcance entre los usuarios residenciales. La CFE reiteró su compromiso con la continuidad del servicio y el respaldo a los hogares.

Reglas, Recursos y Redes: ¿Suficientes?

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Por Dr. Claudio Rodríguez-Galán, LL.M (UK)

Muy recientemente participé en el World Energy Week celebrado en la Ciudad de Panamá, organizado por el siempre impresionante World Energy Council. Fue un espacio de reflexión, intercambio de ideas y generación de contactos globales, todo en torno a una pasión compartida por quienes escribimos y leemos en este medio: el sector energético.

Coincidentemente, durante esos días se publicaron en el Diario Oficial de la Federación —finalmente— el tan esperado Reglamento de la Ley del Sector de Hidrocarburos, así como el del Sector Eléctrico, entre otros. En el foro, rodeado de expertos con amplia trayectoria, un representante del Banco Interamericano de Desarrollo destacó la relevancia del concepto de las “Tres Erres”, eje central de este artículo.

Con la publicación del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico, se esclarecen de manera efectiva los fundamentos básicos necesarios para contar con los tres elementos clave del desarrollo sectorial. Aunque aún faltan diversas disposiciones administrativas —claramente identificadas en el propio Reglamento—, hablando de reglas, el panorama de claridad de inversiones mejora con reglas participativas y en aspectos esenciales de bancabilidad, como los plazos contractuales, métodos alternativos de solución de controversias, rutas críticas, permisos, trámites expeditos, exenciones (ambos en su caso) y la afectación de activos como garantías dentro de esquemas legales y financieros flexibles, donde seguramente se usarán ‘mutatis mutandi’ modelos conocidos en el sector.

Siguiendo en el tema de reglas y en concreto el 17 de octubre del 2025, se publicaron las Disposiciones administrativas de carácter general para la planeación vinculante en la actividad de generación de energía eléctrica, como hoy en boca de todos, la Convocatoria para la atención prioritaria de solicitudes de permisos de generación eléctrica e interconexión al Sistema Eléctrico Nacional, alineados a la planeación vinculante (“Convocatoria”).

En materia de redes, el Reglamento establece expresamente la posibilidad de que el Estado —único operador autorizado— pueda acceder a financiamiento. Sin embargo, entre líneas yo sigo insistiendo la viabilidad de esquemas “llave en mano”, donde los actores privados, como ocurrió durante décadas, podrían participar en la construcción de la tan necesaria infraestructura de evacuación, sin contravenir el mandato constitucional que reserva al Estado la operación y propiedad exclusiva de dicha infraestructura. La Convocatoria por su lado establece refuerzos, algunos imposibles, que deben ser considerados pues no son definitivos. Cuidado.

Durante el foro sectorial del World Energy Council, se abordaron innumerables ideas y puntos de vista, todos profundamente relevantes para la realidad mexicana, pero también aplicables a otros países y regiones. Es precisamente esta interconexión con dinámicas globales lo que hace al sector eléctrico tan fascinante: sus vínculos con tendencias internacionales son tan evidentes como inevitables.

Temas como flujos de capital, demanda, digitalización, seguridad energética, apagones, redes, tarifas, estabilidad, literatura técnica, infraestructura, transición justa, impacto social, acceso, autonomía, cuellos de botella, ideología, resiliencia, disponibilidad hídrica, centros de datos, biocombustibles y, por supuesto, geopolítica, son áreas de conocimiento indispensables para todos los que pretendemos entender al sector. Los Reglamentos publicados el pasado 3 de octubre y la propia Convocatoria no son ajenos a estos factores; los abordan con distintos matices políticos e ideológicos, y con un amplio rango de elaboración, pero también de perfectibilidad.

Lo que quizá no recogen con suficiente profundidad es el grado en que la Política —con mayúscula— influye en las políticas públicas sectoriales. Es un tema que he reiterado en múltiples intervenciones, escritos e ideas. Aunque ello me ha generado algunos detractores ideológicos, han sido muchos más los seguidores que mi postura me ha dado. La ideología y el dogmatismo no pueden imponerse sobre los datos duros del sector: la primera es maleable, mientras que los segundos se sustentan en los datos duros de la ciencia. Y en este campo, como en todos, la verdad no es binaria.

Como crítico reconocido de lo ocurrido en los últimos seis años, celebro con igual claridad los avances reflejados en los Reglamentos y en menor medida en la Convocatoria. Son perfectibles, sí, pero representan un saldo positivo que apunta hacia un modelo de colaboración público-privada interesante y necesario. Y aprovecho para recalcar que la figura de Justicia Energética se vuelve el punto toral de todo el sector – incluyendo al privado – y como un detonante de aprobaciones y permisos. No entender el concepto, que titule en mi tesis Doctoral ‘Bien Común Energético’, dará dolor de cabeza a más de uno.

Mi única preocupación —y veremos si la Convocatoria confirma mi hipótesis— radica en cómo se implementarán estos mecanismos en la práctica. Persisten riesgos y se alzan ya voces de vicios, manipulaciones y gestiones a puerta cerrada que podrían comprometer la transparencia, la ética y el acceso equitativo de los participantes a los proyectos y oportunidades. Si el Estado mantiene su prevalencia sectorial, será crucial que el 46% de participación privada —que se medirá anualmente mediante un mecanismo aún por definirse— no sea gestionado por personajes oscuros bajo el blindaje de la corrupción o proyectos estratégicos (figura que ya recoge el Reglamento). Vamos, que la Convocatoria es el primer lanzamiento al mercado de ello. Veremos si la Convocatoria era solamente una forma de disfrazar asignaciones directas.

En el ámbito de los recursos, aún faltan reglas claras para la monetización del almacenamiento, los costos finales de refuerzos eléctricos y la disponibilidad de interconexión sin necesidad de estos, conforme a los calendarios que el Reglamento ya contempla. Los recursos existen, pero los Reglamentos tienen que leerse y se leen por las inversiones de forma holística con otros factores como la reforma judicial, la transparencia, la ética, debilitamiento institucional, tratados internacionales, el bien común, los datos científicos y alejados de la corrupción, de las ideologías y de los traficantes de influencias.

Faltan diversas disposiciones administrativas que complementen al propio Reglamento, pero ya nos podemos preguntar, ¿son suficientes las “Tres Erres” que el Reglamento y la Convocatoria buscan establecer para garantizar un desarrollo sano, equitativo, transparente, de largo plazo y eficiente del sector?

El tiempo lo dirá y será la Convocatoria la primera que nos arroje varios datos de análisis.

Pemex incrementa deuda con proveedores pese a respaldo federal

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La deuda de Petróleos Mexicanos (Pemex) con proveedores se elevó a 28,130 millones de dólares al cierre de septiembre, lo que representa un aumento anual de 37%, a pesar del respaldo financiero del gobierno federal. La empresa señaló que mantiene una estrategia de capitalización y saneamiento de pasivos, y activó el Programa de Financiamiento de Inversión 2025, respaldado por un vehículo financiero de hasta 250,000 millones de pesos.

En su reporte financiero del tercer trimestre, Pemex aseguró que se mantuvo un flujo constante de pagos, aunque también reportó un incremento de 2.7% en su deuda total, que alcanzó los 100,300 millones de dólares. Este aumento se atribuye a una operación de reporto para cubrir vencimientos de corto plazo, lo que refleja presiones persistentes en su estructura financiera.

En el plano operativo, Pemex y sus socios reportaron una producción promedio de 1.66 millones de barriles diarios de crudo y condensados, una caída de 6.7% respecto al mismo periodo de 2024. La empresa enfrenta dificultades para alcanzar la meta oficial de 1.8 millones de barriles diarios, debido al agotamiento de campos maduros y a resultados limitados en nuevos descubrimientos.

En contraste, el procesamiento de crudo aumentó a 1.01 millones de barriles diarios, un alza de 4.8% interanual. El director general, Víctor Rodríguez, indicó que Pemex busca incrementar la producción con apoyo del sector privado. “Unas 40 empresas han expresado interés”, afirmó. La empresa ha seleccionado 10 proyectos bajo esquemas de contratos mixtos y evalúa otros 11.

La viabilidad de estos proyectos dependerá de los recursos financieros disponibles, especialmente para extraer más barriles de yacimientos maduros y explorar nuevas áreas. Pemex reportó una pérdida neta de 3,340 millones de dólares en el trimestre, una reducción frente a la pérdida registrada hace un año, aunque los ingresos cayeron 11%, alcanzando 378,900 millones de pesos.

CFE prevé aumentar capacidad eléctrica nacional hacia 2030

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE) informó que al cierre de 2030 se prevé una expansión significativa en la capacidad de generación eléctrica del país. La directora general de la empresa, Emilia Esther Calleja Alor, detalló que se incorporarán alrededor de 22 mil megavatios (MW) mediante 51 proyectos públicos, de los cuales 40 corresponden a nuevas plantas.

Durante su comparecencia en la Cámara de Diputados, Calleja Alor indicó que entre octubre de 2024 y agosto de 2025 entrarán en operación varias centrales de ciclo combinado, además de cuatro nuevas plantas y la repotenciación de tres hidroeléctricas. “Vamos a satisfacer la demanda del país por los próximos cinco años”, señaló.

La funcionaria explicó que la capacidad instalada pasará de 54 mil 823 MW a casi 77 mil MW al concluir la década. Este crecimiento contempla también la instalación de 2 mil 216 MW de almacenamiento eléctrico, con el objetivo de garantizar la confiabilidad del suministro ante una mayor participación de fuentes fotovoltaicas y eólicas.

En cuanto a la matriz energética, la CFE estima que las energías limpias podrían representar hasta 38 por ciento de la generación nacional en 2030. La expansión incluye además una colaboración con el sector empresarial para aumentar la capacidad privada, que actualmente es de 29 mil 344 MW y se proyecta que crezca en al menos 6 mil 400 MW.

Calleja Alor subrayó que estos desarrollos forman parte de una estrategia nacional para fortalecer el sistema eléctrico, ampliar la cobertura y mejorar la infraestructura. La empresa mantiene su compromiso de garantizar seguridad, continuidad y calidad en el suministro, en línea con su carácter de empresa pública del Estado.