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La IA tiene hambre de energía. ¿Está México preparado para alimentarla?

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Durante los últimos dos años hemos hablado de inteligencia artificial como una revolución tecnológica. Quizá ha llegado el momento de empezar a hablar de ella también como una revolución energética.

Cada consulta, cada modelo entrenado y cada servicio alojado en la nube ocurre en algún lugar físico. Detrás de lo que percibimos como una tecnología casi intangible existen centros de datos que operan las 24 horas, servidores de alta capacidad, sistemas de enfriamiento, equipos de respaldo y una infraestructura eléctrica que no puede darse el lujo de fallar. La inteligencia artificial vive en la nube, pero la nube necesita electricidad. Y mucha.

La Agencia Internacional de Energía estima que los centros de datos consumieron alrededor de 415 TWh de electricidad en 2024, aproximadamente 1.5% del consumo eléctrico mundial. Para 2030, esa demanda podría superar los 945 TWh, más del doble en apenas seis años y ligeramente por encima del consumo eléctrico anual actual de Japón, donde la IA será el principal motor de ese crecimiento.

La dimensión del cambio se entiende mejor cuando bajamos de los grandes números a una instalación individual. Un centro de datos tradicional puede requerir entre 10 y 25 MW, mientras que un centro de datos de inteligencia artificial a hiperescala puede superar los 100 MW. Estamos hablando de instalaciones individuales con demandas comparables a las de grandes complejos industriales.

Esto plantea una pregunta que debería ocupar no solamente a las empresas tecnológicas, sino también a quienes participamos en generación, transmisión, distribución e infraestructura energética: ¿puede la infraestructura eléctrica crecer al mismo ritmo que la inteligencia artificial?

México ante una oportunidad energética

Para México, esta pregunta es particularmente relevante. Nuestra ubicación geográfica, la integración económica con Norteamérica, nuestra infraestructura de telecomunicaciones y el crecimiento de la economía digital nos colocan en una posición atractiva para recibir nuevas inversiones, y los números comienzan a mostrar la magnitud de la oportunidad.

De acuerdo con la Asociación Mexicana de Data Centers (MEXDC), la inversión destinada a construcción y equipamiento de centros de datos podría alcanzar 82,500 millones de dólares entre 2026 y 2031, mientras que el país cuenta con aproximadamente 279 MW de capacidad instalada en centros de datos y otros 205 MW se encuentran en construcción.

Querétaro es quizá el ejemplo más visible. Durante 2026 se ha seguido desarrollando infraestructura eléctrica específicamente para atender nuevas cargas industriales y tecnológicas. La CFE informó en abril la incorporación de infraestructura para suministrar 91 MW a usuarios de alta tensión de la zona, incluyendo centros de datos y empresas tecnológicas. Es una señal positiva, pero también una muestra de la escala del desafío que viene.

Porque atraer una inversión ya no depende únicamente de tener tierra, talento, conectividad, incentivos o cercanía con los mercados. Cada vez dependerá más de que haya energía disponible donde y cuando se necesita.

Aquí considero que debemos cambiar parte de la conversación. Cuando hablamos de satisfacer nueva demanda eléctrica, la primera reacción suele ser pensar en aumentar generación. Eso es indispensable, pero no suficiente.

Un centro de datos no necesita solamente energía. Necesita energía confiable, continua, de calidad y con capacidad de respuesta prácticamente permanente. Por eso, el desafío de la IA obliga a pensar simultáneamente en generación, transmisión, almacenamiento, respaldo, gestión de demanda y eficiencia.

La propia Agencia Internacional de Energía ha advertido que, si no se resuelven los cuellos de botella de infraestructura, alrededor de 20% de los proyectos de centros de datos planeados a nivel mundial podrían enfrentar retrasos. Y aquí aparece una paradoja interesante, porque podemos construir capacidad computacional en periodos relativamente cortos, instalar miles de servidores y acelerar el desarrollo tecnológico a una velocidad extraordinaria, pero construir infraestructura energética responde a tiempos muy distintos. Esa diferencia de velocidades puede convertirse en uno de los grandes desafíos de esta década.

También debemos evitar una falsa discusión: buscar una única fuente de energía capaz de responder por sí sola al crecimiento de la IA. La escala y las características de esta nueva demanda requieren soluciones complementarias.

La generación renovable seguirá creciendo y tendrá un papel fundamental. El almacenamiento permitirá administrar mejor la variabilidad y responder en momentos críticos; las fuentes de generación firme continuarán siendo necesarias para garantizar continuidad; las redes deberán fortalecerse y digitalizarse, y la generación cercana a los centros de consumo puede convertirse en una herramienta cada vez más relevante para determinadas operaciones.

La eficiencia también debe formar parte de la ecuación. El megawatt más rápido de incorporar no siempre será el que construimos, es el que logramos liberar utilizando mejor la infraestructuraexistente. Para las empresas, esto significa que la estrategia energética tendrá que empezar mucho antes de inaugurar una nueva planta, ampliar una línea de producción o construir un centro de datos. La disponibilidad de energía debe evaluarse desde la etapa inicial de una inversión, al mismo nivel que ubicación, logística, talento o conectividad.

Hay además una oportunidad que me parece especialmente interesante en los grandes consumidores, que no necesariamente deben ser vistos únicamente como una presión adicional para el sistema eléctrico. Con tecnología, almacenamiento, generación local y sistemas inteligentes de gestión, también pueden convertirse en participantes más flexibles.

La misma inteligencia artificial que incrementa la demanda puede ayudarnos a pronosticarla mejor, optimizar activos, detectar fallas, administrar cargas y utilizar con mayor eficiencia la infraestructura energética. México tiene una oportunidad importante frente a esta transformación. Pero aprovecharla requerirá entender que la competencia por atraer la economía digital también será, inevitablemente, una competencia por ofrecer infraestructura energética.

Durante años pensamos que la transformación digital ocurría principalmente en servidores, software y redes de telecomunicaciones. Hoy estamos descubriendo algo distinto: el próximo gran salto tecnológico también se construirá con subestaciones, líneas de transmisión, sistemas de almacenamiento, generación y capacidad de respaldo.

La inteligencia artificial puede parecer virtual, pero la energía que necesita es absolutamente real. Y quizá una de las preguntas económicas más importantes de los próximos años no será solamente quién desarrollará la mejor inteligencia artificial, sino quién tendrá la infraestructura energética capaz de hacerla funcionar.

Masdar inicia operaciones de su segundo proyecto BESS en Reino Unido

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Masdar, compañía de energía limpia con sede en Abu Dabi, puso en operación comercial su segundo sistema de almacenamiento de baterías en Reino Unido. El proyecto Rochdale BESS, con una capacidad de 35 MW / 70 MWh, podrá responder en milisegundos a las variaciones de la demanda y aportar servicios de balance para reforzar la estabilidad de la red eléctrica.

La instalación forma parte del plan de £1,000 millones de Masdar para desarrollar un portafolio de hasta 3 GWh de almacenamiento en territorio británico. La estrategia busca aprovechar mejor la generación renovable y respaldar los objetivos del programa Clean Power 2030, que contempla hasta 27 GW de baterías para finales de la década.

El portafolio también incluye Welkin Road, en Stockport, con 20 MW / 40 MWh, además de proyectos en Chesterfield y Cardiff. Estas iniciativas obtuvieron recientemente un financiamiento conjunto de hasta £97 millones de SMBC e ING, acelerando la expansión de Masdar en el mercado británico de almacenamiento energético.

La energía nuclear mantiene su peso estratégico en Iberdrola pese al auge renovable

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Iberdrola volvió a mostrar la importancia de la energía nuclear dentro de su generación en España. Durante el primer trimestre de 2026, sus centrales nucleares produjeron 5,464 GWh, casi el doble que la generación eólica terrestre, que alcanzó 2,822 GWh. La tendencia también se observó en 2025, cuando la generación nuclear llegó a 21,507 GWh frente a 9,696 GWh de la eólica.

La compañía registró un beneficio neto ajustado récord de €1,865 millones, un 11% más interanual, y elevó sus previsiones de crecimiento para 2026. Además, en los últimos 12 meses incorporó 3,300 MW de nueva capacidad, principalmente eólica terrestre y marina.

El crecimiento también está acompañado por una fuerte expansión internacional. De los €2,700 millones invertidos en el primer trimestre, Reino Unido recibió €912 millones, Estados Unidos €548 millones y Brasil más de €300 millones, mientras que la península ibérica concentró €507 millones. Esto refleja una estrategia que combina generación nuclear firme con grandes inversiones en renovables y redes eléctricas.

Irán anuncia nuevo yacimiento de 21,000 millones de m³ de gas en South Pars

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El ministro del Petróleo de Irán, Mohsen Paknejad, confirmó el descubrimiento de una nueva reserva de 21,000 millones de metros cúbicos de gas natural en el complejo South Pars. De acuerdo con las autoridades, alrededor del 73% del volumen sería recuperable, equivalente a unos 15 años de producción de una fase operativa del megayacimiento que Irán comparte con Catar.

El hallazgo ocurre en un momento especialmente relevante para el sistema energético iraní, luego de reportes sobre afectaciones a la capacidad productiva de South Pars debido a las recientes tensiones y ataques militares en la región. El nuevo volumen podría contribuir a reforzar el suministro doméstico de gas ante la proximidad de la temporada invernal.

Además del gas natural, las autoridades reportaron importantes cantidades de gas condensado, cuyo valor comercial podría alcanzar varios miles de millones de dólares. El descubrimiento refuerza el peso estratégico de South Pars como uno de los principales activos energéticos del Golfo Pérsico y del mercado mundial de gas.

Seis países de la UE presionan por un impuesto a las ganancias extraordinarias de petroleras

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Alemania, España, Italia, Austria, Polonia y Portugal solicitaron a la presidencia de la Unión Europea abrir el debate sobre un impuesto a las ganancias extraordinarias de las empresas petroleras, ante el aumento de los márgenes de refinación y los ingresos del sector.

La propuesta busca establecer un marco común para toda la UE, tomando como referencia el gravamen temporal aplicado durante la crisis energética de 2022. Los gobiernos plantean utilizar los recursos para reducir el impacto del encarecimiento de los combustibles y del costo de vida sobre los consumidores.

Sin embargo, la iniciativa enfrenta divisiones políticas dentro del bloque y de algunos gobiernos nacionales. En Alemania existen posiciones encontradas sobre la medida, mientras la Comisión Europea todavía no ha confirmado si presentará una propuesta legislativa formal.

Hacienda eleva estímulos a combustibles; diésel alcanza su mayor apoyo de 2026

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La Secretaría de Hacienda y Crédito Público incrementó los estímulos fiscales a los combustibles para la semana del 22 al 28 de agosto de 2026, con el objetivo de amortiguar el impacto de la volatilidad internacional del petróleo y las tensiones geopolíticas en Medio Oriente.

El diésel recibirá el mayor estímulo del año, con 6.08 pesos por litro, reduciendo el IEPS que paga el consumidor a 1.28 pesos por litro. La gasolina Magna tendrá un apoyo de 1.50 pesos por litro, mientras que la Premium recibirá 0.23 pesos por litro.

Paralelamente, la Secretaría de Energía renovó el acuerdo voluntario con el sector gasolinero hasta febrero de 2027. El convenio mantiene precios máximos de 24 pesos por litro para gasolina regular y 27 pesos para diésel, buscando contener el impacto de los aumentos internacionales sobre los consumidores mexicanos.

Pemex, la petrolera que desaprovechó ganancias históricas

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Petróleos Mexicanos (Pemex) registró resultados financieros limitados al segundo trimestre de 2026 en México, al perder la oportunidad comercial de capturar la renta extraordinaria del mercado petrolero internacional.

Este bajo desempeño ocurrió debido a un cambio en el modelo operativo de la empresa estatal, el cual priorizó la refinación interna frente a las exportaciones, pese a cotizaciones globales altas.

«La estrategia de priorizar el abasto nacional y la refinación interna limita la capacidad de Pemex para beneficiarse plenamente del ciclo alcista del precio del petróleo vía exportaciones«, señala un análisis de Banamex.

Durante este periodo, las firmas petroleras internacionales reportaron ganancias históricas. En contraste, la compañía estatal obtuvo 1,000 millones de dólares de utilidad neta, a pesar de que la mezcla promedió 89.4 dólares.

El volumen de ventas al exterior cayó 27.9% en el semestre, ubicándose en 452.6 mil barriles diarios. Se trata de su nivel más bajo desde que existen registros comparables en 1990.

Presión sobre el balance nacional

Esta reducción exportadora generó un costo de oportunidad directo para las finanzas públicas. El gobierno federal acumuló un faltante de 619.7 mil millones de pesos en ingresos petroleros desde 2023.

La Secretaría de Hacienda proyectó ingresos petroleros que no se materializaron. El país recibe menos recursos de los presupuestados al destinar el crudo al consumo doméstico y a la refinación.

«En ausencia de una recuperación sostenida de la plataforma de crudo (…) Pemex seguirá siendo menos una fuente de ingresos públicos y más una presión estructural sobre el balance fiscal«, expone el documento de Banamex.

La mejora financiera mostrada en el reporte trimestral descansa en el apoyo gubernamental continuo. El sector público entregó 100.4 mil millones de pesos a la petrolera durante el primer semestre del año.

La empresa mantiene una deuda financiera de 77.5 mil millones de dólares. Además, enfrenta obligaciones a corto plazo que dificultan su independencia de los recursos federales para 2027.

Pérdidas por mercado ilícito y controles

El panorama financiero enfrenta presiones adicionales por factores internos de seguridad y controles comerciales. El robo de combustibles generó pérdidas a la empresa por 23.5 mil millones de pesos durante 2025.

El documento de la institución financiera destaca que este delito representa el 52 por ciento de la pérdida neta anual de la compañía estatal registrada en el ejercicio inmediato anterior.

«Pemex enfrenta una fuga persistente de valor que erosiona ingresos, presiona márgenes y reduce su capacidad para convertir ventas en flujo operativo efectivo«, detalla el reporte del banco.

Las políticas de contención de precios al consumidor final también limitaron la captación de recursos. La empresa aplicó descuentos al mayoreo para mantener los precios objetivo en las estaciones de servicio.

Comercializar el producto en un entorno de precios controlados mientras se reducen las exportaciones afecta la liquidez de la empresa estatal en un momento clave del mercado.

Apertura Energy acuerda comprar Conterp Group por 25 millones de libras

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Apertura Energy firmó un acuerdo para adquirir el 100% de Conterp Group, empresa brasileña de servicios petroleros, por 25 millones de libras esterlinas. La operación busca fortalecer la capacidad operativa de la compañía y respaldar su estrategia de expansión en Venezuela.

Conterp cuenta con 25 años de experiencia, 12 equipos de workover y dos de perforación, además de contratos firmados por más de £100 millones con clientes como Petrobras y Eneva. El pago será dividido en partes iguales entre efectivo y acciones, mientras Apertura planea captar otros £10 a £30 millones mediante una colocación de capital.

Por tratarse de una operación considerada reverse takeover bajo las reglas de la FCA, Apertura suspendió temporalmente la cotización de sus acciones en la Bolsa de Londres. La empresa buscará su readmisión una vez completada la transacción y obtenidas las autorizaciones correspondientes.

Pablo Gualdi destaca la tecnología como motor de transformación en las estaciones de servicio

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Durante el Encuentro Empresarial De Gasolinero a Gasolinero, Pablo Gualdi, Presidente y CEO de ATIO® Group, habló sobre la evolución tecnológica de la industria de combustibles en México y el papel de la innovación para transformar las estaciones de servicio.

Gualdi repasó la trayectoria de ATIO® Group desde los años 90 con ControlGAS®, solución que permitió automatizar operaciones y posteriormente adaptarse a las exigencias de los Controles Volumétricos. La compañía también llevó su tecnología al sector de aviación mediante FuelGATE®, utilizado para gestionar el suministro de combustible en aeropuertos de México y Latinoamérica.

Como parte de esta evolución, presentó ControlGAS® NG, Mobile y Visual BI, herramientas que incorporan nube, ciberseguridad, modelos SaaS e Inteligencia Artificial generativa. Estas tecnologías buscan preparar a las estaciones de servicio para la transición energética y su transformación en centros multimodales de energía.

Atera llega a México con foco en grandes consumidores de energía

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La presión que ejerce el crecimiento industrial sobre la demanda eléctrica está abriendo espacio para nuevas formas de abastecimiento y eficiencia dentro de las propias plantas. En ese escenario aterriza Atera, que inicia formalmente operaciones en México con un plan inicial de inversión por US$350 millones hacia 2030, con posibilidades de aumentar esa cifra, mientras estima que el país podría desarrollar hasta 10,000 MW de generación distribuida en una primera etapa.

Luis Felipe Vélez, director general de la firma, explicó que decidieron avanzar después de un periodo dedicado a estudiar el mercado, la regulación y las condiciones de operación en México. La empresa ya cuenta con un sistema de aire comprimido funcionando en Ciudad de México y trabaja sobre un pipeline de US$83 millones con 17 compañías interesadas en sus soluciones.

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El país se convierte así en el quinto mercado de una plataforma que comenzó a desarrollar soluciones de transición energética industrial hace una década y que actualmente suma alrededor de 200 MW instalados de generación solar distribuida en la región y 40 MW adicionales en construcción. Pero la apuesta mexicana, según Vélez, está dentro de los procesos industriales y en la infraestructura energética auxiliar. “En las industrias, cuando uno hace un producto específico, todos los equipos con los que lo hago son “estado del arte” tecnológico. Pero hay muchos sistemas periféricos que son necesarios para producir eficientemente y que las industrias no modernizan con tanta frecuencia”, explicó.

Es precisamente en esos equipos donde Atera identifica una parte importante del desperdicio energético. La compañía trabaja con sistemas de generación distribuida, aire comprimido y procesos térmicos, además de alternativas como cogeneración con gas, biomasa y biogás. “Encontramos obsolescencia y encontramos un desconocimiento muy grande con respecto al uso de la tecnología con la energía. Posiblemente saben manejar la tecnología, pero no saben relacionarla”, afirmó Vélez.

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Generar más y consumir menos

La expansión ocurre mientras la industria requiere más electricidad para acompañar nuevos proyectos productivos y mayores niveles de actividad. Para Vélez, “el sistema eléctrico global está experimentando un desfase entre oferta y demanda. Hay tecnologías como la movilidad eléctrica, la electrificación de la industria y la creación de data centers que están llevando al límite la capacidad de generación de energía y los sistemas convencionales y centralizados”.

La respuesta, agregó, deberá avanzar en tres frentes simultáneos. “Hay que seguir reforzando la generación centralizada. Esa es la de mayor impacto en términos de abastecer una demanda creciente. La segunda es una disminución en el consumo utilizando tecnología eficiente y el tercero es generar una mayor cantidad de energía en sitio”.

Localmente, Atera considera que la nueva regulación energética abre mayores posibilidades para que las empresas participen directamente en su abastecimiento. “La industria mexicana está experimentando crecimiento acelerado. Por el nearshoring básicamente está necesitando más cantidad de energía. Desde el otro lado, los industriales están muy interesados en cómo autoabastecer parte de la energía que necesitan y cómo disminuir el consumo energético”.

A partir del análisis de la demanda industrial, las redes y las condiciones disponibles en el país, la compañía calcula que existe un potencial temprano de 10,000 MW de generación distribuida. “Eso no es el potencial de Atera, claramente es el potencial país. Es un número que sale de estudiar la demanda industrial versus la capacidad de las redes y las condiciones que tiene México para generación distribuida”, explicó Vélez.

Dentro de ese universo, la empresa se ha planteado una participación relevante. “Nosotros vamos por un 4% del mercado. Ambiciosos, mercado exigente”, afirmó sobre una proporción que equivaldría a alrededor de 400 MW, aunque el portafolio mexicano también incluirá soluciones que no necesariamente agregan capacidad de generación, sino que reducen la cantidad de energía necesaria para mantener los mismos procesos industriales, un componente central en el modelo de Atera.

De acuerdo con Vélez, “los sistemas de aire comprimido están alrededor del 30%; los sistemas térmicos están alrededor del 50%. La media es 35%, por la ponderación entre la cantidad de proyectos de una naturaleza y otra”, indicó.

Energía como servicio para la industria

Para ejecutar estos proyectos, Atera llega a México con un esquema de Energy as a Service, bajo el cual la empresa estudia las necesidades energéticas de cada planta, diseña la solución, financia su construcción y mantiene la propiedad de los activos durante la operación. “El empresario, el industrial, no tiene que invertir nada, no tiene que invertir ni económicamente ni el tiempo de sus equipos de ingeniería”, puntualizó.

El concepto amplía también qué se entiende por suministro energético. Los contratos pueden estructurarse alrededor de electricidad, pero también de las unidades que necesita directamente una planta para producir. “No vendemos solo kilowatts. Podemos hacer un negocio basado en BTUs, podemos hacer un negocio basado en CFMs o unidades de aire comprimido. Podemos hacer un negocio basado en el energético transformado y básicamente el cliente consume y paga por lo que usa”, añadió, apuntando siempre a que exista una mejora medible para el usuario.

“Si nosotros al hacer el diagnóstico del consumo energético de la empresa no podemos garantizar que hay una disminución en el impacto de la huella de carbono, una disminución en el consumo energético y que al final el cliente va a pagar menos de lo que paga hoy, no hacemos la oferta”, detalló Velez..

El aterrizaje comenzará principalmente entre industrias de alto consumo energético. Atera ya trabaja con compañías vinculadas con vidrio y mantiene acercamientos con empresas de sectores como alimentos, papel y otras manufacturas intensivas en energía. La compañía además comenzó el proceso para incorporar a sus primeros 12 colaboradores directos, mientras parte del soporte técnico de los proyectos es atendido inicialmente desde sus operaciones regionales.