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La CFE presenta impacto ambiental para una central solar de 339 MW con baterías en Coahuila

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La Comisión Federal de Electricidad ingresó ante la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales la Manifestación de Impacto Ambiental en modalidad regional (MIA-R) para el proyecto fotovoltaico Concepción Mendizábal Mendoza Fase III.

Esta central se proyecta con una capacidad neta garantizada de 339 MWac en el estado de Coahuila. El trámite da inicio formal al procedimiento de evaluación ecológica ante la autoridad federal, aunque todavía no constituye un permiso de construcción o autorización definitiva para el desarrollo de las obras.

La infraestructura se localizará en el municipio de Nava, específicamente dentro del perímetro de la actual central termoeléctrica Carbón II. Su diseño técnico contempla la instalación de tres campos fotovoltaicos que se acoplarán a los sistemas operativos y de transmisión eléctrica ya existentes en el complejo. La configuración física propuesta se compone de 643,100 módulos solares, 7,235 seguidores horizontales de un eje, 121 inversores centrales y 68 centros de transformación.

Además, la planta sumará un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías compuesto por 55 contenedores y 47 inversores, una adición tecnológica orientada a mitigar la intermitencia solar, compensar variaciones de potencia y proveer respuesta de frecuencia al sistema eléctrico regional.

Para la evacuación de la energía, se edificará una subestación elevadora y una línea de transmisión aérea de 400 kV con una longitud de 0.15 kilómetros que conectará de forma directa con la subestación Carbón II, la cual requerirá una ampliación mediante una nueva bahía de potencia. El proyecto estima un desembolso de 8,470.85 millones de pesos (aproximadamente 468 millones de dólares). De este capital, 196.18 millones de pesos se etiquetarán para programas de mitigación ambiental que incluyen el rescate y reubicación de flora y fauna, conservación de suelos y monitoreo de aves.

El expediente técnico consigna una vida útil comercial de 25 años y abarca una superficie de terreno que oscila entre las 346 y las 646 hectáreas debido a una discrepancia en la documentación, requiriendo el cambio de uso de suelo en zonas de matorral espinoso tamaulipeco y bosque de encino.

Los precios del petróleo se disparan más de un 9% ante el bloqueo de Estados Unidos a puertos iraníes y la propuesta de un peaje en Ormuz

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Los mercados energéticos globales experimentaron una de sus jornadas más volátiles este pasado lunes, registrando un incremento histórico en los precios del crudo que no se había observado desde el inicio del conflicto.

El catalizador de esta escalada fue el anuncio del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, sobre el restablecimiento de un bloqueo naval total a los puertos de Irán, sumado a la intención de Washington de asumir el control operativo del Estrecho de Hormuz para imponer un peaje obligatorio a los buques de carga. Ante esta situación, el barril de petróleo Brent para entrega en septiembre, referente en los mercados internacionales, reportó un repunte del 9.59% para cerrar la sesión en los 83.80 dólares, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) para entrega en agosto avanzó un 9.42%, fijando su precio en los 78.14 dólares por barril.

El quiebre de la frágil tregua entre Washington y Teherán transformó por completo la percepción de riesgo de los operadores financieros, quienes hasta el momento habían asimilado con relativa calma los roces previos en las rutas navieras de Medio Oriente. De acuerdo con los reportes militares, las fuerzas armadas estadounidenses programaron la entrada en vigor del bloqueo portuario a partir de las 20:00 GMT de este mismo lunes, una medida que busca asfixiar los ingresos petroleros de la República Islámica.

Como contraestrategia comercial y geopolítica, la administración de Trump busca implementar una tasa arancelaria equivalente al 20% del valor total de la carga de cualquier embarcación que transite por este punto neurálgico, una propuesta que imita las intenciones previas de Teherán de cobrar por la navegación en la zona y que introduce un factor de incertidumbre económica sobre los costos finales de transporte para los importadores globales.

La reacción de las autoridades iraníes no se hizo esperar, desatando una ola de declaraciones cruzadas que eleva el riesgo de una confrontación directa. Los Guardianes de la Revolución acusaron formalmente a la Casa Blanca de poner en peligro la estabilidad del suministro mundial de hidrocarburos, mientras que el canciller iraní, Abás Araqchi, advirtió de manera tajante que su nación siempre ha fungido como el guardián histórico del estrecho y mantendrá esa posición de manera permanente.

Analistas de firmas como Eurasia Group y Lipow Oil Associates señalaron que el mercado se enfrenta ahora a una disyuntiva operativa sin precedentes, donde las corporaciones navieras deberán evaluar bajo qué condiciones legales y económicas operarán sus flotas, debatiéndose entre las exigencias regulatorias y de protección de Estados Unidos o la soberanía territorial defendida por Irán.

Medición inteligente se vuelve pieza central en la estrategia industrial

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La transformación digital de la industria no empieza en la nube ni en la inteligencia artificial, sino en un punto anterior: la capacidad de medir con precisión lo que ocurre dentro de una planta, un proceso o en la infraestructura crítica. Para Alberto Cortés, Director General de Vaisala México, los sistemas de medición inteligente ocupan hoy un papel estratégico porque conectan el mundo físico con las decisiones digitales.

“Concretamente, esta parte de los sistemas de medición inteligentes es la capa sensorial de la industria digital”, afirmó. En su visión, sin datos confiables no es posible avanzar a procesos más eficientes, seguros o sostenibles. “Sin datos confiables prácticamente no puedes hacer nada”, señaló en conversación exclusiva con Global Energy.

La compañía, de origen finlandés, nació hace casi 90 años vinculada a la medición meteorológica y ambiental, fabricando radiosondas para mediciones en la atmósfera y teniendo como primer cliente al MIT. Con el tiempo “esa misma base de ciencia aplicada, de sensores de alta precisión, de una gran robustez y duración a largo plazo, se fue trasladando de afuera, de medir todas estas variables del clima a gran escala del medio ambiente, hacia dentro de la industria”, explicó Cortés.

Datos confiables para industrias críticas

La evolución de Vaisala hacia el ecosistema industrial respondió, según su Director General, a una combinación entre innovación interna y necesidad del mercado. La empresa identificó que las capacidades desarrolladas para medición ambiental podían aplicarse a procesos regulados, cadenas productivas complejas y sectores donde una variación mínima puede generar impactos operativos, financieros o de seguridad. “Mucho de la esencia de Vaisala es un modelo de startup. A pesar de que es una empresa global, constantemente estás buscando cómo reinventarte, cómo innovar”, dijo. En esa línea, destacó que la compañía invierte “poco más del 15% de sus ganancias en investigación y desarrollo”.

En industrias como la farmacéutica, dispositivos médicos, energía, oil & gas o data centers, la calidad del dato ya no se limita a un estándar técnico. Para Cortés, debe entenderse como un factor directamente asociado con la continuidad operativa, la trazabilidad, el cumplimiento normativo y la protección de personas e instalaciones.

“Cuando hablamos de calidad de un dato, esperamos algo que sea preciso, que sea estable, que sea trazable y que esté disponible”, explicó. “La calidad del dato pasó de ser una buena práctica a ser un factor de licencia para operar”.

En el caso farmacéutico, ejemplificó que una medición incorrecta puede derivar en pérdidas económicas, validaciones costosas o afectaciones a la reputación de una compañía. En sectores intensivos en energía, el impacto también puede ser significativo. “Un dato impreciso te puede costar millones”, sostuvo.

El crecimiento de los data centers muestra esa relación entre medición, eficiencia y consumo energético. Cortés señaló que estas instalaciones requieren condiciones constantes de temperatura y disponibilidad, por lo que un sistema de enfriamiento mal calibrado puede elevar sustancialmente el consumo eléctrico. “Si tú tienes una mala medición de la temperatura, vas a sobreenfriar”, explicó.

México: manufactura avanzada y eficiencia energética

Para Vaisala, México representa un mercado estratégico por su base industrial, su integración comercial con Norteamérica y el desarrollo de clústeres especializados. “México es un gran motor de manufactura avanzada en industria automotriz, autopartes, electrónica, semiconductores, dispositivos médicos, farmacéutica, biotecnología, energía”, destacó Alberto Cortés.

El directivo también subrayó que el país combina capacidad manufacturera con talento técnico. “México es el país que más ingenieros arroja al mercado” en América Latina, dijo, al explicar que esto permite avanzar de una manufactura tradicional hacia una manufactura especializada.

En ese contexto, la eficiencia energética se ha convertido en un componente central de competitividad. Para el directivo, la presión sobre el suministro eléctrico, particularmente en zonas industriales, obliga a las empresas a optimizar consumos, anticipar fallas y reducir pérdidas. “La eficiencia energética y en general poder tener resiliencia en el sistema energético ya es un componente central de la competitividad”, afirmó.

En sistemas eléctricos, por ejemplo, Vaisala participa con soluciones para monitorear transformadores y prevenir fallas que podrían afectar la continuidad de las operaciones. “Si tú tienes un buen sistema de medición que te permite identificar pérdidas, picos de demanda, equipos ineficientes, oportunidades de optimización energética, por supuesto que esto te va a posicionar muy fuerte en el mercado”, declaró Cortés sobre las ventajas de la medición.

De sensores físicos a analítica predictiva

La industria de medición también atraviesa su propia transformación. Cortés identificó tres grandes direcciones: pasar de mediciones puntuales a monitoreo continuo y conectado; avanzar de alarmas reactivas a mantenimiento predictivo; y migrar de datos aislados hacia gemelos digitales capaces de simular escenarios y optimizar procesos. “El rol de una compañía de medición como nosotros ya no acaba solamente con el sensor, sino que abarca también estos servicios y que nosotros podamos proveer estas recomendaciones basadas en la analítica avanzada”.

Hacia los próximos cinco años, anticipó una mayor integración entre redes industriales, plataformas IoT, inteligencia artificial y sistemas de cumplimiento regulatorio. También prevé sensores más inteligentes, incluyendo sensores digitales, así como una mayor demanda en verticales vinculados con inteligencia artificial, data centers, semiconductores, baterías, hidrógeno y biogás.

“Va a haber una mayor automatización en general y no solo del proceso, sino también del cumplimiento regulatorio”, dijo. A su juicio, la trazabilidad de los datos será cada vez más relevante tanto para autoridades como para clientes.

El diferenciador de Vaisala, aseguró, está en combinar precisión, estabilidad a largo plazo, “una gran experiencia en industrias reguladas, conocimiento de procesos, una gran capacidad también de combinar este hardware y software con servicios y un gran soporte local”.

Para Cortés, México vive un momento relevante para fortalecer un intercambio tecnológico. “Vivimos un gran momento”, sostuvo. Desde su perspectiva, la experiencia finlandesa en sostenibilidad, innovación y medición puede aportar valor a una industria mexicana que busca elevar estándares, atraer inversión y competir con mayor eficiencia.

Petrobras concreta la adquisición del 75% y asume la operación de un bloque petrolero en Santo Tomé y Príncipe

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La compañía estatal brasileña Petrobras completó de manera oficial la adquisición del 75% de participación en el Bloque 3, un yacimiento petrolífero offshore (en alta mar) localizado en las costas de la república africana de Santo Tomé y Príncipe.

La transacción, que había sido anunciada originalmente el pasado mes de abril, se consolidó este viernes e incluye la transferencia de la dirección y operación del activo a manos de la petrolera brasileña. Con este movimiento estratégico, la firma consolida su regreso al continente africano, un proceso de reactivación que inició en 2024.

Antes de concretarse la entrada de Petrobras, la estructura corporativa del consorcio inicial estaba integrada en un 90% por la firma nigeriana Oranto Petroleum Limited, la cual se desempeñaba como el operador principal del proyecto.

El 10% restante pertenecía a la Agencia Nacional de Petróleo de Santo Tomé y Príncipe (ANP-STP). Tras el cierre de la operación, Oranto Petroleum Limited redujo sustancialmente su cuota de participación al 15%, mientras que la entidad gubernamental africana ANP-STP conservó intacto su 10% de propiedad en el yacimiento.

A través de un comunicado oficial, Petrobras detalló que esta adquisición se alinea rigurosamente con las directrices de su Plan de Negocio, el cual prioriza la reposición de sus reservas de crudo y gas natural mediante la exploración de nuevas fronteras geográficas, tanto en territorio brasileño como en el ámbito internacional.

La corporación estatal añadió que la evaluación de estas oportunidades de inversión en el extranjero tiene como propósito central diversificar su cartera de exploración, promoviendo de manera sostenible la creación de valor a largo plazo para sus actividades energéticas.

Hacienda y Banobras evalúan un paquete financiero global de hasta 4,600 millones de dólares para el sector energético

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Las autoridades financieras de México se encuentran estructurando un mecanismo de financiamiento consolidado que podría canalizar hasta 80,000 millones de pesos (aproximadamente 4,600 millones de dólares) a través del Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos (Banobras).

El anuncio, realizado por Jorge Mendoza, director ejecutivo de la institución de banca de desarrollo, detalla que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y Banobras barajan la creación de un único vehículo financiero estructurado para agilizar la debida diligencia, mitigar costos transaccionales y fondear de manera masiva proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía eléctrica adjudicados recientemente a 18 empresas privadas.

El despliegue de este capital público-privado respaldará cerca de tres docenas de iniciativas —en su mayoría de tecnología solar fotovoltaica— derivadas de la primera convocatoria organizada por el Gobierno Federal para establecer alianzas estratégicas con la Comisión Federal de Electricidad (CFE). De acuerdo con la planificación financiera, las autoridades prevén asegurar la mayor parte de los fondos en los próximos 12 meses, disponiendo de una fracción sustancial de los recursos para diciembre de este año.

El vehículo propuesto integrará aportaciones presupuestarias gubernamentales, créditos de la banca comercial y colocaciones de capital de inversores institucionales y fondos de pensiones nacionales (Afores), incorporando además incentivos de financiamiento más económico para aquellas corporaciones que adquieran componentes y maquinaria de manufactura local para fortalecer las cadenas de suministro nacionales.

Esta estrategia responde al cambio de política energética de la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum, cuyo enfoque da la bienvenida a la participación del capital privado mediante esquemas mixtos tras la clarificación de las normativas del sector eléctrico a inicios de año. Además del vector energético, Banobras colabora con el Fondo Nacional de Infraestructura (Fonadin) en una cartera de 18 proyectos carreteros valorados en 212,000 millones de pesos, de los cuales se proyecta adjudicar 13 antes del cierre de año y los restantes en el primer semestre de 2027.

El director de Banobras destacó que los esquemas público-privados han captado mayor apetito de inversión que las iniciativas puramente privadas, ya que los fondos internacionales perciben la asociación con el Estado como una vía efectiva para mitigar riesgos regulatorios y judiciales frente a la coyuntura de integración regional y competitividad en la Cuenca del Pacífico.

Cognite lleva la IA industrial más allá de la planta

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El Impact World Tour de Cognite reunió en Houston a directivos de las principales compañías energéticas e industriales del mundo para discutir la siguiente etapa de la transformación digital. El evento, que continuó en Oslo y Mumbai, estuvo marcado por el lanzamiento de Beyond the Plant, una visión que extiende el alcance de la plataforma más allá de la planta hacia funciones de cadena de suministro, planeación y rentabilidad.

Por Kathya Santoyo

TotalEnergies gestiona más de 200 bases de datos diferentes en su división de exploración y producción, pero solo cerca del 20% de los datos generados en sus plataformas costa afuera puede consultarse en tiempo real. En 2025, la compañía se asoció con Cognite para unificar la información procedente de sistemas como SAP, OSIsoft PI y SharePoint en una plataforma centralizada de datos, con el plan de desplegar esta solución en 36 activos de producción durante los próximos tres años, un despliegue que, con su anterior enfoque centrado en aplicaciones, habría requerido un plazo mucho mayor.

El desafío que llevó a Cognite a tomar esta decisión fue transformar los datos operativos dispersos en un cimiento sólido que la inteligencia artificial pueda aprovechar realmente. Ese fue el eje central del Impact World Tour de Cognite, un roadshow regional que reunió a ejecutivos del sector energético e industrial en Houston y que continuó en Oslo y Mumbai. Los debates giraron en torno al potencial de los datos operativos más allá de la planta, una cuestión que un número creciente de empresas del sector comparte.

Esta misma reflexión enmarcó el lanzamiento de Integrated Supply Chain, la nueva área de soluciones que Cognite presentó bajo el concepto Beyond the Plant durante la edición de Oslo, celebrada la semana siguiente. Con esta iniciativa, la plataforma amplía su alcance más allá de las operaciones de producción. El objetivo es eliminar uno de los problemas más costosos de la industria: la desconexión entre los equipos de planta y las áreas de cadena de suministro, abastecimiento y distribución.

“Cada una opera con sus propios sistemas, indicadores y procesos, y ninguna tiene visibilidad en tiempo real de lo que ocurre en la otra”, detalló la compañía.

Según Cognite, esa fragmentación puede costar hasta 5% de los ingresos o más de 50 millones de dólares anuales en una organización con ingresos de 1,000 millones, principalmente por la toma de decisiones lenta y reactiva ante interrupciones operativas. La solución unifica datos de dentro y fuera de la planta en un grafo de conocimiento industrial en tiempo real, dotando de contexto compartido a los equipos de procura, distribución y operaciones para detectar problemas antes de que se conviertan en pérdidas.

Además de Beyond the Plant, el evento mostró la evolución de Cognite Flows, la capa de desarrollo de aplicaciones que la compañía anunció el año anterior y que para la edición de Houston ya contaba con 50 clientes habilitados, 137 aplicaciones desarrolladas y más de 100 programadores certificados. La plataforma permite construir aplicaciones industriales sobre la base de datos de Cognite con controles de gobernanza, reduciendo el tiempo entre la identificación de un caso de uso y su despliegue en producción.

Para el sector de petróleo y gas, esa extensión tiene grandes implicaciones. Un ejemplo es Hess, que antes de ser adquirida por Chevron, implementó la plataforma de Cognite en los activos que operaba. Durante un panel de operadores en el marco del Impact World Tour, se describió cómo la solución permitió consolidar en un solo punto de acceso información que antes requería consultar hasta una docena de sistemas distintos.

El resultado fue una reducción del 30% en el tiempo de inactividad de sus activos y un ahorro de cinco horas por evento operativo en los procesos de respuesta. Al respecto se subrayó que, si bien la tecnología fue la parte sencilla, el verdadero desafío fue escalar la solución de un superintendente de área al siguiente, dado que cada uno manejaba expectativas y formas de trabajo distintas.

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La IA que está transformando la energía

El retorno de inversión que las organizaciones pueden obtener de esa infraestructura fue otro tema fundamental del Impact World Tour. Paul Miller , vicepresidente y analista principal de Forrester Research, presentó las conclusiones de un estudio de impacto económico basado en entrevistas con clientes del sector energético, cuyos resultados arrojaron un retorno sobre la inversión de 465%, con recuperación de la inversión inicial en menos de seis meses, proyectados sobre organizaciones compuestas por 5,000 millones de dólares en ingresos anuales y entre 30,000 y 50,000 equipos etiquetados por sitio.

Paul Miller advirtió que la mayoría de las organizaciones se estancan en etapas tempranas de adopción de IA, centradas en automatización y productividad, sin alcanzar las etapas donde el impacto es estructural, como la reconstrucción de cadenas de valor y la reinvención del modelo de negocio. «El riesgo es perseguir las últimas capacidades disponibles sin haber definido primero qué problema de negocio se intenta resolver«, expuso. Miller también alertó sobre la brecha creciente entre el ritmo de avance de la IA agéntica y la velocidad real a la que las organizaciones pueden aprovecharla.

La escala de adopción que algunos clientes han alcanzado ilustra qué ocurre cuando esa secuencia se respeta. Una refinería estadounidense escaló la plataforma de Cognite a 13 refinerías en 10 meses y proyecta pasar de 1,700 usuarios activos en 2025 a 7,000 en 2027, la mayoría operando en campo y no en oficinas corporativas.

Frente a este diagnóstico, Cognite plantea una alternativa que resuelve justamente ese obstáculo inicial. Las alternativas genéricas requieren construir contexto industrial desde cero para cada caso de uso y rediseños costosos para escalar entre sitios, mientras que la plataforma de Cognite parte de un grafo de conocimiento industrial preexistente con agentes anclados en datos operativos reales, y con capacidad de despliegue multi-sitio en días.

Para una empresa de petróleo y gas que opera decenas de instalaciones con miles de equipos etiquetados, esa diferencia de punto de partida determina si un proyecto de inteligencia artificial escala o se queda como piloto.

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La SENER extiende hasta septiembre el registro de proyectos estratégicos de generación y almacenamiento eléctrico

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La Secretaría de Energía (Sener) formalizó una prórroga hasta el 2 de septiembre de 2026 para que las empresas interesadas registren sus manifestaciones de interés y soliciten los estudios de interconexión y conexión correspondientes.

La medida forma parte de la convocatoria de Proyectos Estratégicos de Generación y Almacenamiento de Energía Eléctrica, uno de los mecanismos centrales del Gobierno Federal para expandir la infraestructura energética en el país. A través de una publicación en el Diario Oficial de la Federación (DOF), la dependencia emitió la segunda modificación a este proceso, con el fin de incentivar una mayor participación de inversionistas y otorgar certeza técnica y jurídica al proceso de evaluación.

La actualización normativa establece una ruta de evaluación estrictamente secuencial, lo que obliga a los desarrolladores a concluir satisfactoriamente cada etapa (desde la manifestación de interés y estudios técnicos hasta la obtención de permisos y firmas de contratos) antes de avanzar a la siguiente fase. Dentro de este esquema, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) mantiene un rol decisivo, ya que deberá evaluar de forma preferente si tiene interés en desarrollar una asociación con el privado; de lo contrario, el trámite del proyecto concluirá en automático dentro de este mecanismo.

Adicionalmente, el documento formaliza un calendario de atención ágil: una vez concretada la alianza con la CFE, los desarrolladores dispondrán de 15 días hábiles para requerir los permisos ante la Comisión Nacional de Energía (CNE), la cual operará bajo plazos específicos de revisión vinculante junto al CENACE para acelerar los proyectos que fortalezcan la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

Un cambio sustancial en la convocatoria es la prioridad explícita otorgada a las centrales e infraestructuras cuya entrada en operación comercial esté programada antes del año 2030, una directriz alineada con las metas de transición energética y el plan de expansión de infraestructura eléctrica de la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum.

En el segmento de almacenamiento, el Gobierno mantiene el requerimiento de una capacidad de 935 megawatts (MW) distribuidos regionalmente, con sistemas BESS capaces de suministrar energía continua por un mínimo de tres horas. Las nuevas disposiciones entran en vigor de manera inmediata, otorgando un plazo de cinco días hábiles para que los proyectos que ya iniciaron trámites determinen si se adhieren a este esquema actualizado o continúan bajo las reglas previas.

Repsol se incorpora como creador de mercado en Mibgas Derivatives para impulsar la liquidez del gas natural

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La compañía energética Repsol formalizó su incorporación, desde principios de julio, como creador de mercado (market maker) en Mibgas Derivatives, sumándose a los agentes financieros que operan para fomentar la liquidez y dinamizar la negociación en el mercado ibérico del gas.

Con esta estrategia, la firma se adhiere a una estructura en la que ya participa Axpo Iberia, entidad que acumula siete años consecutivos ejerciendo esta función regulatoria y operativa dentro de la plataforma de contratación. El objetivo de la figura del creador de mercado, estándar en la mayoría de las plazas europeas, consiste en garantizar la presencia continua de ofertas de compra y venta en las pantallas de trading con un diferencial de precios fijo (spread), proporcionando una señal de precios sólida a los participantes.

El rol asumido por Repsol estará enfocado en respaldar y dotar de liquidez a la negociación de futuros de gas natural en el Punto Virtual de Balance español (PVB), específicamente dentro de los productos futuros con plazos de entrega de gas a mediano y largo plazo que abarcan las ventanas M+2, M+3, Q+1 y Y+1.

Por su parte, la firma Axpo Iberia complementará el ecosistema bursátil ofreciendo también cobertura en el PVB para contratos desde el mes M+2 hasta el Y+1, además de mantener su operatividad como creador de mercado en el producto PVB-TTF, un contrato de gas natural no financiero con entrega física en el PVB cuya liquidación se calcula con base en el índice neerlandés de gas TTF más el diferencial de casación.

De manera adicional a los futuros de gas en red, la plataforma promueve el intercambio de gas natural licuado (GNL) en el Tanque Virtual de Balance (TVB). En este segmento geográfico, Axpo continuará actuando como creador de mercado para incentivar la negociación física en productos con ciclos de entrega diario y mensual, identificados técnicamente como D+1 y M+1.

El operador del mercado recordó que todos los agentes actualmente adscritos a Mibgas Derivatives se encuentran facultados para negociar tanto los productos futuros del PVB como los instrumentos spot del TVB, debido a que el procedimiento operativo no exige requisitos adicionales a los ya establecidos en los manuales de acceso del mercado ibérico.

Los precios del petróleo ceden terreno el viernes, pero cierran la semana con un repunte generalizado de hasta el 6.5%

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Las cotizaciones internacionales del crudo registraron ajustes a la baja durante la jornada de cierre de este viernes, impulsadas por el optimismo de los operadores financieros ante una potencial reactivación del flujo naviero comercial en el Estrecho de Ormuz.

Este canal marítimo estratégico, que canalizaba cerca del 20% del suministro global diario de petróleo y gas natural antes del inicio de las hostilidades armadas el pasado 28 de febrero, ha permanecido bloqueado debido a la reciente escalada bélica entre Washington y Teherán. Pese a las contracciones registradas en la última sesión, los principales indicadores energéticos consiguieron consolidar un balance semanal con sólidas ganancias generales.

En los tableros bursátiles, los futuros del crudo Brent (referencia en el mercado europeo) retrocedieron 29 centavos de dólar, lo que representó una disminución del 0.38% para situarse en los 76.01 dólares por barril. En la misma línea, el West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos se contrajo 67 centavos de dólar, equivalente a una baja del 0.93%, cotizando en 71.41 dólares.

Por su parte, la mezcla mexicana de exportación emuló la tendencia de los referentes internacionales al ceder un 0.62% de su valor, fijando su precio en los 66.77 dólares por barril. No obstante, al evaluar el desempeño acumulado de los últimos cinco días, el Brent acumuló un alza cercana al 5%, el WTI avanzó aproximadamente un 4%, y el crudo mexicano lideró los rendimientos semanales con una ganancia del 6.53%.

La moderación de los precios durante el viernes se aceleró tras la difusión de reportes de agencias internacionales que confirmaron la presencia de una delegación de negociadores qataríes en Irán, cuyo objetivo es disminuir las fricciones diplomáticas y sentar las bases operativas para reanudar los diálogos bilaterales con la administración estadounidense esta semana.

El cese de los ataques aéreos recíprocos —que incluyeron ofensivas de las fuerzas armadas iraníes contra activos militares norteamericanos en el Golfo Pérsico tras los bombardeos de Washington en el sur y este de Irán— devolvió cierta calma a los mercados, a pesar de reportes locales sobre detonaciones en Bushehr, sede de una central nuclear. Paralelamente, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) advirtió que la inestabilidad en Ormuz podría alterar sus previsiones de un superávit global de crudo para el próximo año, sumado a una revisión a la baja en la producción petrolera de Rusia provocada por el impacto de ataques ucranianos a sus refinerías.

León Smart Solar City se posiciona como finalista en los Innovation in Politics Awards 2026 por su red de autoconsumo compartido

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El megaproyecto León Smart Solar City, promovido por el Ayuntamiento de León y desarrollado a nivel técnico por la empresa Norsol Energía Solar, fue seleccionado como finalista de los prestigiosos Innovation in Politics Awards 2026, uno de los certámenes europeos más importantes orientados a la innovación pública.

La iniciativa competirá directamente en la categoría de Protección Medioambiental, habiendo superado una criba inicial de más de 300 propuestas de 35 países europeos. En esta edición, España alcanzó una presencia institucional histórica al consolidar 13 proyectos finalistas. Los ganadores de cada división sectorial se anunciarán de manera oficial en el marco de una gala internacional programada para el próximo 30 de octubre en Cascais, Portugal, localidad galardonada como la Capital Europea de la Democracia.

La principal innovación técnica de León Smart Solar City radica en el diseño y despliegue de una red inteligente de autoconsumo compartido y virtual que enlaza de manera centralizada a más de 100 infraestructuras públicas. El esquema optimiza tanto la generación como la demanda de energía municipal gracias a una arquitectura compuesta por 11 instalaciones fotovoltaicas que suman una potencia conjunta de 1.5 MWp.

Adicionalmente, el ecosistema incorpora una capacidad de almacenamiento de 1.9 MWp (1,970 kWh) a través de sistemas de baterías físicas instalados de forma estratégica en diez de las ubicaciones del plan. Este respaldo tecnológico permite mitigar las limitaciones de la generación solar tradicional al resguardar los excedentes producidos en horas pico para utilizarlos fuera de las horas de radiación.

En la primera fase del plan maestro, se ejecutó la colocación de 2,481 nuevos paneles fotovoltaicos en 13 locaciones municipales clave, destacando los pabellones de San Esteban, Margarita Ramos, La Torre y Luis Vives, los polideportivos de Quevedo y La Granja, el CEAS Ventas Este y el centro cívico Ventas Oeste, los cuales complementan la infraestructura preexistente en el edificio de Ordoño II, el Parque de Bomberos, el Colegio de Huérfanos Ferroviarios (CHF) y las piscinas de La Palomera.

Al operar en un radio virtual de hasta cinco kilómetros a la redonda, la planta puede inyectar electricidad a oficinas, escuelas públicas y dependencias de servicios sociales que no cuentan con espacio en sus cubiertas, con la meta de cubrir el 85% de las necesidades energéticas de los centros con mayor gasto. La estrategia generará ahorros económicos de 160,000 euros anuales para las arcas locales y evitará la emisión de 860 toneladas de dióxido de carbono al año, mitigación ambiental equivalente a la captura natural realizada por un bosque de 41,053 árboles maduros.