La reconfiguración de los corredores de transporte de energía a nivel internacional demanda el despliegue de tecnologías de transmisión avanzadas capaces de superar barreras geográficas complejas y de mitigar las ineficiencias técnicas propias del traslado de electricidad a gran escala. En un paso de trascendencia histórica para la infraestructura global, la corporación tecnológica Hitachi Energy ha formalizado la obtención de un contrato comercial valuado en aproximadamente 770 millones de euros para llevar a cabo el diseño, desarrollo y construcción de las estaciones convertidoras del proyecto Elmed, una iniciativa que constituirá la primera interconexión eléctrica en corriente continua de alta tensión entre los territorios de Europa y el norte de África.
Esta adjudicación, otorgada mediante un proceso de licitación conjunta liderado por el gestor de la red de transmisión eléctrica de Italia, Terna, y la Sociedad Tunecina de Electricidad y Gas, representa el cierre de la etapa de planeación de componentes críticos y el inicio de la fase ejecutiva para un enlace que transformará las dinámicas de seguridad en el suministro y cooperación regional en el área del Mediterráneo.
El desarrollo de la infraestructura del proyecto Elmed no responde de manera aislada a criterios de rentabilidad comercial, sino que se encuentra profundamente imbricado en la arquitectura geopolítica europea al formar parte sustancial del Plan Mattei para África, un programa estratégico de gran alcance promovido por el gobierno de la República Italiana con el firme propósito de consolidar alianzas económicas de largo plazo y estabilizar los mercados de insumos básicos mediante la inversión en obras de infraestructura compartida.
De acuerdo con las especificaciones técnicas validadas por los operadores del proyecto, las estaciones de conversión eléctrica se edificarán en emplazamientos estratégicos localizados en la comuna de Partanna, dentro de la provincia de Trapani en la región italiana de Sicilia, y en el asentamiento de Mlaabi, situado en la península tunecina de Cabo Bon, configurando dos nodos terminales que procesarán de forma bidireccional el cambio de la electricidad entre las modalidades de corriente alterna que utilizan las redes de distribución doméstica y corriente continua requerida para el tránsito marítimo de larga distancia.
La ingeniería del enlace submarino contempla la habilitación de una capacidad de transmisión nominal continua de 600 megavatios, estructurada a través de un recorrido lineal de aproximadamente 220 kilómetros de extensión, cuya sección más desafiante corresponderá al tendido de conductores aislados sobre el lecho marino del estrecho de Sicilia, alcanzando cotas de profundidad máxima estimadas en los 800 metros bajo la superficie del mar.
La adopción sistemática de sistemas de transmisión bajo la norma HVDC posibilitará el control preciso de los flujos de potencia y una drástica reducción en los factores de pérdida eléctrica por resistencia en comparación con los métodos tradicionales de corriente alterna, proporcionando a los ingenieros de ambos países una herramienta de alta flexibilidad para amortiguar los picos de demanda estacionales y estabilizar las frecuencias de operación de los sistemas nacionales interconectados.
Los beneficios agregados derivados de la puesta en marcha de este corredor transcontinental impactarán de forma directa en los balances de emisiones de carbono de los mercados integrados, facilitando la absorción eficiente de los excedentes de generación renovable procedentes de los parques solares y eólicos del entorno sahariano y su canalización hacia los centros de consumo industrial de la Unión Europea.
Las autoridades de Terna y de la compañía tunecina STEG han coincidido en señalar que el proyecto Elmed elevará los estándares de confiabilidad y resiliencia de la red euromediterránea frente a las contingencias climáticas extremas, diversificando de manera efectiva las fuentes primarias de energía y dotando al mercado de una mayor liquidez y competitividad de precios en un escenario global dominado por las exigencias regulatorias de la transición energética.
Para las empresas con operaciones intensivas en transporte, el costo de mover una flota dejó de concentrarse únicamente en el litro de gasolina o diésel. Hoy incluye mantenimiento, peajes, tiempos muertos, trazabilidad, seguridad en carretera, infraestructura de carga, emisiones y una capa creciente de información que puede definir la rentabilidad de la operación.
En ese contexto, Edenred Mobility prepara en México el lanzamiento de Edenred One Mobility, una plataforma que busca integrar estos componentes de la gestión de flotas en una sola capa de inteligencia operativa y financiera. La primera versión está prevista para el cuarto trimestre de este año y tendrá al país como primer mercado de implementación.
La decisión coloca al país como laboratorio de una transformación más amplia dentro de la compañía. De acuerdo con Pablo Chiappetta, Director General de Edenred Mobility México, “somos líderes en el mercado de combustible, pero teníamos que evolucionar. La pregunta fue cómo ayudar a nuestros clientes en algo más. Así empezamos a desarrollar soluciones de mantenimiento de flota, autoconsumo, peajes, electromovilidad y ahora una capa de data y analítica que integre toda esa información para darles más valor”, con el objetivo de moverse hacia un ecosistema más completo.
Edenred Mobility cuenta en el territorio con más de 12,000 clientes y más de medio millón de tarjetas de combustible. Además, la línea Mobility representa alrededor de 53% del negocio local de Edenred, mientras que México se ubica como la segunda operación más importante del mundo para la compañía en esta vertical, después de Brasil.
La velocidad del proceso local responde también a la estructura de la operación. A diferencia de otros mercados, donde las soluciones de mantenimiento, peaje o combustible funcionan como compañías separadas, en México Edenred opera bajo una misma organización, lo que le permite avanzar con mayor flexibilidad en la integración tecnológica.
Del litro al dato operativo
El punto de partida sigue siendo el combustible, pero ya no como centro único de la conversación. Chiappetta estimó que este rubro representa entre 30% y 35% del costo total de una flota. “Después tienes mantenimiento, peajes y otras variables. Si digitalizas todos esos gastos y generas ahorros a partir del control, el impacto para una empresa puede ser muy relevante”.
Uno de los cambios clave está en el tipo de información que puede obtenerse de cada transacción. Al contar con infraestructura propia en estaciones de servicio, Edenred puede registrar datos como litros cargados, precio por litro, horario, ubicación, vehículo autorizado y monto pagado. Esa granularidad permite construir indicadores para detectar desvíos, comparar estaciones, optimizar rutas o tomar decisiones preventivas.
“Hoy estamos desarrollando un producto de desvío de consumo. Como tenemos 7,500 estaciones en nuestra red con nuestro propio POS, contamos con el precio del combustible en tiempo real. Podemos decirle a un cliente que está cargando en una estación donde el litro cuesta más y que, a un kilómetro, tiene otra opción más barata. Ese tipo de insight impacta directamente en la utilidad del negocio”, puntualizó sobre una búsqueda que también incluye elevar los estándares de control mediante tecnologías como NFC, que permiten asociar el medio de pago directamente al vehículo y reducir el riesgo de uso indebido.
Según Chiappetta, experiencias previas de migración desde tarjetas tradicionales hacia medios con mayor trazabilidad permitieron generar ahorros relevantes en consumo.
Edenred One Mobility busca ordenar toda esta información en una capa superior, donde integrar datos con el objetivo de que las empresas no sólo revisen lo ocurrido en el pasado, sino que puedan anticipar patrones de consumo, riesgos operativos o necesidades de mantenimiento.
“Queremos usar inteligencia artificial para traer información predictiva. No sólo decirle al cliente qué pasó en el pasado, sino que, en función de su patrón de consumo, podamos anticipar qué podría pasar y ayudarlo a gestionar su flota de manera preventiva”.
La integración con terceros será parte central del modelo. Edenred Mobility busca construir una plataforma abierta que pueda conectarse con compañías especializadas en telemetría, leasing, mantenimiento u otros servicios vinculados a la operación de flotas.
“Creemos que las plataformas tienen que ser abiertas. Hay empresas muy buenas haciendo telemetría y nosotros podemos integrarnos con ellas. Hoy estamos conectados con más de 20 empresas de telemetría y con dos empresas de leasing, y nos vamos a integrar con los jugadores que haga falta”.
Esta arquitectura responde a una demanda cada vez más frecuente entre grandes empresas de no sumar más tableros y consolidar información dispersa. En operaciones nacionales, donde una flota puede cruzar rutas, estados, estaciones de servicio, talleres y casetas, la fragmentación de datos limita la capacidad de control.
Por ello, la primera etapa comercial de Edenred One Mobility estará enfocada en grandes cuentas. La empresa trabaja con alrededor de 250 grandes corporativos, que concentran cerca de 50% del volumen total de la operación. La lógica, explicó Chiappetta, “es empezar por los clientes más grandes porque son los que tienen el volumen necesario para sostener redes nacionales de mantenimiento, electromovilidad y otros servicios. Una vez que esa infraestructura existe, es mucho más fácil sumar a clientes más pequeños”.
En la fase actual, Edenred One Mobility se encuentra en etapa exploratoria con cinco clientes que participan en el diseño del MVP. Con ellos, la compañía revisa indicadores, tableros, necesidades de información y formas de uso para asegurar que la plataforma responda a problemas operativos reales.
Electromovilidad, infraestructura y nuevas formas de carga
La transformación de las flotas también está marcada por la transición energética. Aunque en México la mayor parte de las unidades corporativas todavía opera con gasolina o diésel, Edenred Mobility observa una tendencia gradual hacia esquemas híbridos, donde conviven vehículos de combustión, unidades eléctricas y soluciones de compensación o reducción de emisiones.
Para Chiappetta, el avance de la electromovilidad está vinculado con una diferencia estructural de costos. “La electrificación va a pasar sí o sí. México arrancó más tarde que otros mercados, pero está creciendo muy rápido en infraestructura. Nosotros no ponemos cargadores, pero hacemos alianzas con empresas que los instalan y trabajamos mucho con estaciones de servicio”, explicó respecto a cómo la recarga eléctrica puede ocurrir en centros comerciales, electrolineras, patios de carga, instalaciones privadas, domicilios de empleados o centros de trabajo, una dispersión que obliga a repensar cómo se habilitan pagos, cómo se reconocen consumos y cómo se administra el costo energético de cada unidad.
Pero la transición ocurre en un territorio donde persisten barreras culturales y operativas para la digitalización de pagos, especialmente con el efectivo, que mantiene un peso relevante en las estaciones de servicio. Chiappetta estimó que “cerca de 70% de las transacciones en una gasolinera todavía se hacen en efectivo. Hay una cuestión cultural, un miedo a si es seguro pagar con un medio digital o no. El gobierno también tendrá que ayudar a generar un marco que impulse la digitalización”.
En el segmento corporativo, la situación es distinta, pero no está exenta de retos. Muchas empresas tienen estructuras administrativas más formales, aunque no necesariamente cuentan con equipos tecnológicos especializados para gestionar plataformas avanzadas. Por ello, Edenred Mobility busca que One Mobility sea una herramienta intuitiva.
“El cliente no necesita tener infraestructura de almacenamiento. Nosotros tenemos la información y se la disponibilizamos en indicadores que le sirvan para tomar decisiones. Lo que sí necesita es un administrador de flota capacitado, y nosotros también nos encargamos de entrenarlo”, explicó el Director General de la compañía.
La sustentabilidad forma parte de esa misma conversación. A través de Move for Good, Edenred Mobility ofrece a las empresas herramientas para medir y compensar emisiones asociadas a sus flotas. De acuerdo con Isaac Franco, gerente de Marketing de Edenred México, “tenemos más de 4,000 clientes en la plataforma y pueden ver mensualmente cuánto CO2 están compensando por vehículo con todo el detalle. Además, entregamos un certificado anual que ayuda a las empresas en sus reportes de sustentabilidad”.
Chiappetta agregó que este tipo de herramientas responden a una presión creciente de inversionistas y accionistas, especialmente en empresas que cotizan en bolsa o que tienen compromisos ambientales de largo plazo. La compensación, precisó, debe verse como una parte del proceso y no como sustituto de la reducción de emisiones.
“Si a partir de una herramienta consumes 8% menos combustible, no sólo tienes un ahorro económico. También estás contaminando 8% menos de lo que contaminarías sin esa herramienta. Es el conjunto de soluciones lo que ayuda a las empresas a cumplir sus metas no financieras”.
El viraje también tendrá impacto en el propio modelo de negocio de Edenred Mobility. Hoy, el combustible representa cerca de 90% de los ingresos de la operación en México, pero la expectativa es que en tres años reduzca su peso a alrededor de 75%.
“Las soluciones beyond fuel crecerán más rápido. Si combustible crece 10%, mantenimiento, peajes u otras soluciones pueden crecer arriba de 50%”, declaró el representante de la compañía en un marco que apunta a una convivencia entre tecnologías, fuentes de energía y necesidades operativas.
El proceso de consolidación de los operadores del sector eléctrico en el continente europeo avanza de manera decidida mediante transacciones corporativas de carácter transfronterizo que buscan generar economías de escala y mitigar los riesgos asociados a las fluctuaciones regulatorias nacionales. La empresa energética española Audax ha comunicado de forma oficial su intención de presentar una oferta pública de adquisición de acciones de carácter voluntario, instrumentada totalmente en efectivo, con el propósito de asumir el control del 100 por ciento de los títulos en circulación del grupo energético noruego Elmera, una transacción que se encuentra valorada en una cifra cercana a los 404 millones de euros.
De acuerdo con los términos financieros de la propuesta de compra, la compañía originaria de Badalona pagará un precio de 41.2 coronas noruegas por cada acción de la firma escandinava, un monto que equivale a 3.70 euros por título y que representa una prima del 39.4 por ciento respecto al valor de cotización de cierre registrado por los activos de la sociedad objeto de la oferta en la Bolsa de Valores de Oslo durante la sesión inmediata anterior.
La prima de adquisición propuesta por la dirección de Audax incorpora márgenes de valoración atractivos para los accionistas de la firma de Bergen, situándose en un 38.5 por ciento por encima del precio medio ponderado por volumen, ajustado por conceptos de dividendos, correspondiente a los últimos 30 días de cotización bursátil, así como en un 33.4 por ciento sobre el promedio ponderado de las últimas 60 jornadas y en un 31.4 por ciento respecto a las métricas observadas durante los últimos 90 días de operación en el mercado de valores de Noruega.
Elmera se posiciona como una de las principales organizaciones de comercialización y suministro de energía en la región de los países nórdicos, manteniendo una infraestructura operativa que brinda cobertura comercial en los territorios de Noruega, Suecia y Finlandia, donde atiende un portafolio superior a los 900,000 puntos de suministro activos y distribuye un volumen agregado de aproximadamente 16 teravatios por hora de energía eléctrica de forma anual, complementando su oferta comercial con la venta de servicios de telefonía móvil, soluciones tecnológicas aplicadas al uso eficiente de la energía y sistemas de gestión de facturación corporativa.
La materialización definitiva de la oferta de compra se encuentra condicionada al cumplimiento de diversas salvaguardas contractuales estándar en los procesos de fusiones y adquisiciones de gran escala, destacando la necesidad de que Audax y sus respectivas instituciones de financiamiento tengan acceso pleno y concluyan de manera satisfactoria una revisión de auditoría confirmatoria o due diligence sobre los estados financieros y pasivos del grupo noruego.
Asimismo, la efectividad de la transacción requiere alcanzar un nivel mínimo de aceptación equivalente al 66.7 por ciento de las acciones con derecho de voto emitidas y en circulación de Elmera, un objetivo para el cual la empresa oferente ya ha recabado el compromiso de apoyo formal de un bloque de accionistas institucionales que concentran el 43.3 por ciento del capital social, entre los que figuran de manera destacada los fondos administrados por Nordea Investment Management con el 15.1 por ciento de los títulos, Odin Forvaltning con el 5.1 por ciento, Storebrand con el 5 por ciento, Holberg con el 4.2 por ciento, Alfred Berg Kapitalforvaltning con el 4.1 por ciento, Varner Equities con el 4.1 por ciento y los vehículos de inversión de la firma Arctic con el 3.3 por ciento de la participación.
Desde la perspectiva de la estrategia de internacionalización de Audax, la absorción de la plataforma operativa de Elmera obedece a una clara lógica industrial orientada a diversificar geográficamente las fuentes de ingresos del grupo y disminuir la exposición a choques de precios o reformas normativas en los mercados del sur de Europa, acelerando el posicionamiento de la marca en Escandinavia, una región caracterizada por sus avanzados niveles de electrificación industrial, una reducida dependencia del gas natural para la generación de base y un amplio potencial de crecimiento en el segmento de soluciones y servicios energéticos de valor agregado.
El director general de Audax, Óscar Santos, ha enfatizado que la unión de ambas estructuras corporativas dará origen a una entidad multiservicio europea con mayor solidez financiera y capacidad de ejecución internacional, apalancándose en la reciente emisión de bonos de renta fija por 350 millones de euros realizada por la firma española para dotar de liquidez el balance del operador de Bergen, al tiempo que se garantiza el estricto respeto a la autonomía de gestión, la preservación de las marcas comerciales escandinavas y la identidad corporativa local de la empresa adquirida.
La modernización de los sistemas eléctricos regionales y la descarbonización de las zonas de generación independientes en el territorio mexicano demandan el diseño de soluciones de infraestructura híbrida que conjuguen fuentes renovables estacionales con vectores de almacenamiento de energía de larga duración. En el marco general del Plan de Crecimiento de Energías Renovables, el gobierno de México y la Comisión Federal de Electricidad formalizaron la presentación técnica del proyecto Oasis BCS Fase I, una iniciativa tecnológica de vanguardia proyectada para instalarse en el municipio de Mulegé, en el estado de Baja California Sur.
Este complejo energético operará dentro del denominado Sistema Aislado Mulegé, una red de distribución eléctrica local que se encuentra desvinculada de la red troncal del Sistema Eléctrico Nacional, lo que convierte a este desarrollo en una pieza crítica para garantizar la seguridad energética, la estabilidad de los voltajes y la continuidad del suministro comercial e industrial en la porción norte de la península sudcaliforniana.
La configuración de ingeniería especificada para el proyecto Oasis BCS Fase I destaca por la integración simultánea de tres tecnologías complementarias de conversión y almacenamiento energético, estructuradas a partir de una central de generación solar fotovoltaica con una capacidad nominal instalada de 72 MW y un sistema de almacenamiento de energía mediante bancos de baterías con un potencial operativo de 20 MW. El flujo eléctrico excedente generado por el campo solar durante las horas de máxima radiación cenital se canalizará de manera directa hacia una unidad de electrólisis de alta eficiencia que utilizará agua dulce como insumo base para separar las moléculas de oxígeno e hidrógeno, logrando la producción autónoma de hidrógeno verde a escala industrial.
El gas resultante será confinado en tanques de almacenamiento criogénico para ser utilizado posteriormente como combustible limpio en un sistema de celdas de reacción química con una capacidad de generación eléctrica adicional de 6 MW, proporcionando el soporte de potencia y la inercia necesarios para cubrir la demanda de base de la población civil durante las horas nocturnas o en periodos de alta nubosidad.
La implementación de este esquema híbrido de generación autónoma obedece a un objetivo estratégico de sustitución de combustibles fósiles líquidos dentro de la matriz de generación de la Comisión Federal de Electricidad en Baja California Sur, una demarcación geográfica cuya logística de suministro tradicional depende fuertemente del transporte marítimo y terrestre de derivados del petróleo.
Oasis BCS permitirá reducir de forma significativa los volúmenes de diésel y combustóleo que actualmente se queman en las centrales termoeléctricas locales para mantener el equilibrio de la red de Mulegé, lo que se traducirá en una mitigación directa de las emisiones de gases de efecto invernadero y partículas finas a la atmósfera, además de disminuir la exposición financiera de la empresa productiva del estado ante las fluctuaciones internacionales en los precios de los hidrocarburos refinados.
Más allá de los indicadores de eficiencia termodinámica y descarbonización industrial, la puesta en marcha de la primera fase de Oasis BCS generará beneficios socioeconómicos tangibles para la población de la península, proyectando el abastecimiento de electricidad confiable para más de 40,000 hogares rurales y urbanos de la zona de influencia del proyecto.
De igual forma, el ciclo operativo del complejo industrial incorporará un subproceso técnico que posibilitará la producción de 120 metros cúbicos de agua potable de forma diaria para su entrega directa a los organismos operadores locales, mitigando de manera parcial los efectos del estrés hídrico que afecta a las comunidades de la región. Si bien la CFE había catalogado esta iniciativa como un esquema actualmente en evaluación a principios del mes de junio, la reciente presentación pública aportó certidumbre respecto a los alcances de la capacidad instalada y los vectores tecnológicos de la central, manteniendo aún bajo reserva corporativa el desglose de los montos de inversión requeridos y las fechas definitivas para el arranque de las obras civiles y la entrada en operación comercial de la planta.
La cotización internacional de los hidrocarburos de referencia registró un repunte significativo durante la jornada bursátil del jueves, rompiendo con la racha bajista que había llevado a los contratos de futuros a sus niveles más bajos desde finales de febrero. El precio del barril de crudo Brent, el indicador estándar para los mercados globales con entrega programada para el mes de agosto, documentó un incremento del 2.06 por ciento para situarse en el umbral de los 72.26 dólares por unidad, mientras que su contraparte estadounidense, el West Texas Intermediate, avanzó un 2.25 por ciento para establecerse en los 71.92 dólares por barril.
Esta reacción alcista de los mercados financieros se desencadenó de forma inmediata tras conocerse los reportes de un ataque con proyectiles de origen no identificado contra una embarcación comercial que navegaba en las inmediaciones de las aguas territoriales de Omán, un suceso que reactivó los temores de los inversionistas respecto a los tiempos reales de estabilización y despeje de las vías de navegación clave en el Medio Oriente tras el periodo de hostilidades militares que involucró a los ejércitos de Estados Unidos e Israel frente a las fuerzas armadas de Irán.
La interrupción del tráfico de buques tanque ocurre en un momento operativo sumamente complejo en el que las autoridades del Departamento de Energía de los Estados Unidos de América, encabezadas por el secretario Chris Wright, habían señalado que los flujos de crudo a través del Estrecho de Ormuz mostraban una tendencia de recuperación acelerada que los aproximaba a las densidades previas al conflicto.
No obstante, las propias estimaciones oficiales ya advertían que el proceso de normalización total requeriría de un margen de varias semanas adicionales debido a la necesidad de implementar tareas críticas de desminado y limpieza de artefactos explosivos a lo largo del canal de navegación, una labor de ingeniería naval que ahora debe ejecutarse bajo un esquema de seguridad reforzado tras la alerta emitida por la organización británica Maritime Trade Operations respecto al ataque sufrido por la embarcación de carga civil.
Los impactos económicos colaterales de este estancamiento logístico en los canales de distribución del Golfo Pérsico comprometen la capacidad de almacenamiento y los ritmos de extracción de los principales países productores de la Organización de Países Exportadores de Petróleo.
Modelos analíticos elaborados por la firma de consultoría energética global Rystad Energy revelan que la infraestructura de almacenamiento y los tanques de resguardo de las terminales marítimas de la región se encuentran saturados a niveles que oscilan entre el 50 por ciento y el 60 por ciento de su capacidad nominal total, un escenario técnico que implica que si el despacho y flujo continuo de los buques cisterna no experimenta una aceleración en el corto plazo, los operadores petroleros se verán obligados a dictaminar recortes en sus niveles de producción corriente, desplazando las expectativas de una recuperación integral de la oferta de hidrocarburos hacia el próximo año fiscal.
La estabilidad política del corredor energético se mantiene sujeta al desarrollo de las negociaciones diplomáticas de 60 días fijadas en el acuerdo preliminar entre las delegaciones de Washington y Teherán, cuyo propósito fundamental es desahogar los temas de mayor fricción bilateral, entre los que destaca la supervisión del programa nuclear iraní y las condiciones para el levantamiento de las sanciones comerciales.
Para atenuar el escepticismo de los socios regionales y consolidar el respaldo hacia el borrador del pacto, el secretario de Estado norteamericano, Marco Rubio, concluyó una gira de trabajo por las capitales del Golfo Pérsico orientada a ofrecer garantías de que cualquier resolución final contemplará las prioridades de seguridad de sus aliados tradicionales en la zona, una postura que coincide con las proyecciones de instituciones bancarias como Goldman Sachs, cuyos analistas estiman que la producción de crudo iraní no registrará incrementos masivos e inmediatos en el mercado global aun cuando el aliciente de la flexibilización de las sanciones se prolongue más allá de la fecha de vencimiento pactada para el 21 de agosto del presente año.
A una semana del memorando de entendimiento firmado el 17 de junio, el estrecho ya registró un nuevo cierre decretado por Irán, negociaciones técnicas en Bürgenstock y una confirmación de apertura por parte del vicepresidente Vance, todo en menos de cinco días.
La firma del memorando de entendimiento entre Trump y Pezeshkián el 17 de junio no eliminó la volatilidad en el Estrecho de Ormuz. El 20 de junio, Irán decretó un nuevo cierre alegando violaciones israelíes al alto el fuego en el Líbano. Tres días después, JD Vance confirmó desde Suiza que el paso está abierto y que las negociaciones avanzan, en una secuencia que confirma la advertencia que Argus Media había planteado desde el primer anuncio de reapertura: la normalización no sería inmediata ni lineal.
Francis Osborne, Head of Oil Analytics de Argus, señaló desde el primer anuncio de reapertura que «un fin definitivo de las hostilidades y la reapertura incondicional del estrecho de Ormuz al tránsito de carga, libre de interferencias o tarifas, no sería por sí solo suficiente para lograr una reanudación inmediata de los flujos de commodities previos a la crisis.«
El 17 de junio, Trump y el presidente iraní Masud Pezeshkián firmaron un memorando de entendimiento en Versalles, y el 18 de junio Pakistán confirmó que el acuerdo implicaba la reapertura rápida del estrecho. El 20 de junio, Irán decretó un nuevo cierre argumentando que los ataques de Israel en el sur del Líbano violaban los términos pactados. Este 23 de junio, Vance confirmó desde Bürgenstock que el estrecho está «completamente abierto» y que las negociaciones del domingo registraron «muy buen progreso.»
Sobre los tiempos de recuperación productiva, Argus Consulting estima en su Oil Fundamentals Outlook que «la producción regional de crudo podría tardar entre cuatro y seis meses en regresar a niveles cercanos a los previos a la crisis«, sin garantía de que la capacidad regional se restablezca al 100% antes de que se completen inversiones significativas de reparación.
Osborne señala también que los envíos desviados hacia rutas alternativas como Yanbu, en Arabia Saudita, o Fujairah, en Emiratos Árabes Unidos, «podrían mantenerse en niveles más altos que antes de la crisis, limitando el volumen que regrese a transitar por Ormuz«, mientras que algunos compradores tradicionales de crudo de Medio Oriente «buscarán alternativas, lo que podría limitar el tráfico a través del estrecho«.
550 buques varados y un nuevo peaje iraní en el horizonte
Sheel Bhattacharjee, Head of Freight Pricing de Argus, había anticipado que los participantes del mercado de fletes preferirían «esperar señales más claras sobre la seguridad de las rutas antes de retomar operaciones«, particularmente tras «varios intentos fallidos previos de anuncios similares en meses recientes, que han debilitado la confianza del mercado.«
Los primeros tránsitos post-acuerdo confirmaron esa cautela: entre el 17 y el 18 de junio se registraron 18 cruces comerciales, cifra máxima desde el inicio del conflicto, con participación de embarcaciones vinculadas a China, Europa, Japón y Arabia Saudita, y cuatro superpetroleros con cerca de 8 millones de barriles de crudo navegando hacia aguas abiertas. Aun así, más de 550 barcos permanecen varados a ambos lados del estrecho, con interrogantes pendientes sobre desminado y protocolos de tránsito bajo supervisión iraní.
Irán ha declarado la zona central como área de riesgo por minas terrestres, lo que limita el tráfico a zonas costeras que no son adecuadas para absorber volúmenes normales. En materia de seguros, Argus advierte que «las primas no bajarán hasta que grandes operadores retomen operaciones de forma consistente en Ormuz» y que «riesgos persistentes, incluyendo actores no estatales y la posibilidad de minas, seguirán limitando la velocidad de normalización«.
A esto se suma que Irán anticipó la implementación de tarifas por servicios para las embarcaciones que utilicen el estrecho una vez concluya un periodo de gracia de 60 días, esquema sin precedente en esta vía marítima.
Implicaciones para México
Durante el pico del conflicto en marzo de 2026, la mezcla mexicana de exportación superó los 90 dólares por barril, tras subir desde niveles cercanos a 65 dólares, según evaluaciones de Argus utilizadas para el cálculo del precio Maya. Pemex capitalizó ese entorno elevando sus exportaciones a alrededor de 550,000 barriles diarios en la primera quincena de marzo, 22% por encima del promedio de enero y febrero, aunque el alza del crudo se tradujo simultáneamente en mayores costos de importación de gasolinas y diésel.
Con el Brent por debajo de 84 dólares al cierre del 15 de junio, la caída respecto al pico de abril supera los 60 dólares por barril, lo que implica una reducción potencial de decenas de miles de millones de pesos en ingresos para el gobierno federal, cuyo presupuesto de 2026 asumía un precio de 54.9 dólares por barril.
Sergio Meana, Business Development Manager de Argus para América Latina, anticipa que «el mercado seguirá mostrando volatilidad, y la normalización de precios será progresiva más que inmediata, en línea con los tiempos de recuperación del mercado global«.
ARCHIVO - Un centro de datos propiedad de Amazon Web Services, al frente, derecha, en construccion, cerca de la planta nuclear Susquehanna en Berwick, Pensilvania, el 14 de enero de 2025. (AP Foto/Ted Shaffrey, Archivo)
La evolución de la infraestructura energética en los mercados desarrollados enfrenta un proceso de transformación acelerado por la coincidencia de dos vectores críticos, la urgencia de descarbonizar las redes de distribución eléctrica y la demanda exponencial de potencia originada por el despliegue de la economía digital. El Departamento de Energía de los Estados Unidos de América formalizó el otorgamiento de un paquete de facilidades crediticias por un valor consolidado de 17,500 millones de dólares con el objetivo técnico de dinamizar y acelerar la construcción de 10 reactores nucleares de gran escala a lo largo del territorio estadounidense.
De acuerdo con las precisiones operativas ofrecidas por el secretario de Energía, Chris Wright, la inyección de estos recursos de carácter federal está diseñada específicamente para abatir los costos financieros derivados de los prolongados periodos de construcción y adelantar los cronogramas de puesta en marcha de los activos de generación hasta por un lapso estimado de tres años fiscales por cada unidad en desarrollo.
La arquitectura de la ingeniería financiera diseñada por las autoridades federales estipula que los recursos crediticios no se depositarán directamente en las cuentas corporativas de Westinghouse, compañía proveedora de la tecnología, sino que se canalizarán a través del establecimiento de cinco Vehículos de Propósito Especial. Para tener acceso a las líneas de financiamiento autorizadas por la oficina de préstamos que encabeza Greg Beard, Westinghouse y sus respectivos socios estratégicos del sector de los servicios públicos regulados deberán aportar una contraparte mínima de capital social equivalente a casi 1,000 millones de dólares por cada vehículo estructurado, garantizando la corresponsabilidad financiera del sector privado.
El destino primordial de los flujos monetarios autorizados por el gobierno federal será el financiamiento de los componentes mecánicos y de ingeniería pesada más costosos y de mayor complejidad manufacturera, los cuales suelen registrar cuellos de botella en las cadenas de suministro industriales globales y requieren de tiempos extendidos para su entrega e instalación en sitio.
Los cinco desarrollos de infraestructura contemplados en este plan de fomento energético utilizarán de forma exclusiva el diseño de reactor AP1000 propiedad de Westinghouse, un modelo tecnológico avanzado que posee una capacidad nominal para generar 1.1 gigavatios de energía eléctrica constante de carga base, un volumen de potencia que los modelos de simulación técnica consideran suficiente para respaldar el consumo residencial de más de 800,000 hogares.
La implementación de esta estrategia responde directamente a las directrices de una orden ejecutiva presidencial firmada en mayo de 2025, la cual mandata que las obras de cimentación e ingeniería civil de 10 reactores nucleares de gran tamaño comiencen de forma obligatoria antes del año 2030, una meta operativa que Westinghouse se comprometió a respaldar comercialmente mediante el uso del AP1000, el cual destaca por ser el único diseño de reactor de gran potencia que cuenta con las licencias comerciales completas por parte de la Comisión de Regulación Nuclear para su edificación en la Unión Americana.
El modelo de negocios que sustenta la recuperación de capital de estos activos de infraestructura crítica descansa sobre la proyección de que las corporaciones más grandes del sector tecnológico global suscriban contratos de compra de energía a largo plazo bajo la modalidad de PPA para dar viabilidad comercial a las nuevas plantas de generación de base.
Las empresas dedicadas al desarrollo de inteligencia artificial y computación en la nube se han convertido en el principal motor de la demanda de energía atómica limpia debido a su necesidad de asegurar fuentes de suministro continuo, estables y libres de emisiones de gases de efecto invernadero para dar soporte operativo a sus nuevas granjas de servidores distribuidas en el país. Aunque consorcios tecnológicos como Microsoft y Alphabet, matriz de Google, ya han formalizado acuerdos comerciales para financiar la reapertura de activos nucleares existentes que se encontraban en proceso de desmantelamiento, como las centrales de Three Mile Island en Pensilvania y Duane Arnold en Iowa, este programa federal representa el primer esfuerzo institucional coordinado para edificar un inventario completamente nuevo de reactores grandes adaptados a las exigencias operativas del procesamiento de datos avanzado.
La consolidación de un sistema de distribución energética eficiente y el robustecimiento de las redes de transporte de hidrocarburos gaseosos representan condiciones indispensables para mantener el dinamismo industrial y asegurar la atracción de inversiones productivas de gran envergadura. En este contexto de desarrollo de infraestructura crítica, la corporación ESENTIA Energy Systems formalizó un plan de inversión estratégica superior a los 1,650 millones de pesos destinado a fortalecer la infraestructura energética del estado de Aguascalientes, un despliegue de capital privado que generará de forma directa 396 nuevos empleos formales en beneficio de la población local.
El núcleo operativo de este proyecto de ingeniería civil y electromecánica contempla la construcción de la Estación de Compresión Aguascalientes, una planta especializada que estará ubicada estratégicamente en el municipio de El Llano y cuyo propósito técnico central radica en incrementar de forma sustancial la capacidad de conducción, compresión y distribución de gas natural en toda la región geográfica del Centro-Occidente del país.
El diseño y la ejecución de esta obra de infraestructura responden de manera directa a las demandas de los sectores manufactureros de alta densidad, los cuales identifican la disponibilidad de flujos energéticos confiables, continuos y económicamente competitivos como el factor decisivo para determinar la viabilidad de sus planes de expansión y crecimiento fabril de largo plazo.
La visión de desarrollo económico promovida a través de este tipo de cooperaciones corporativas se fundamenta en un modelo de competitividad estructural que aprovecha las ventajas geográficas de la entidad, su conectividad logística de primer nivel, la seguridad jurídica de su entorno operativo, la alta capacitación de su talento humano y el debido acompañamiento institucional para la tramitación y viabilidad de proyectos industriales de alto impacto sistémico.
La asignación de estos recursos financieros por parte de ESENTIA Energy Systems ratifica la posición del estado como un destino sólido, maduro y confiable para la radicación de capitales orientados a la producción manufacturera y de autopartes. El soporte técnico del proyecto se encuentra respaldado por la experiencia corporativa de más de 20 años que posee la firma en el diseño, operación y mantenimiento de sistemas de transporte de gas en el territorio mexicano, lo que aporta las salvaguardas operacionales necesarias para garantizar que la nueva estación de El Llano contribuya eficazmente al suministro del volumen de gas natural que demanda de forma creciente la planta productiva regional, mitigando los riesgos de cuellos de botella en la distribución y estabilizando las presiones operativas del sistema de ductos interconectado.
La puesta en marcha de la Estación de Compresión Aguascalientes se proyecta como una pieza clave en el andamiaje logístico del sector energético nacional, permitiendo equilibrar los flujos de gas que abastecen tanto a las plantas de generación eléctrica privadas como a los complejos industriales asentados en los corredores del Bajío y zonas colindantes.
El reconocimiento a la iniciativa de ESENTIA para seleccionar este emplazamiento subraya la relevancia de contar con políticas de fomento industrial que prioricen la creación de puestos de trabajo formales y de alta especialización técnica, elevando el nivel de competitividad económica del territorio y asegurando que la región Centro-Occidente cuente con el soporte de hidrocarburos necesario para asimilar las demandas operativas derivadas de la relocalización de las cadenas globales de suministro.
El ajuste bursátil en las grandes petroleras de Wall Street y la Bolsa Mexicana de Valores (BMV) acumula caídas de hasta 22% en las últimas semanas, arrastradas por la reversión en los precios internacionales del petróleo crudo y la evaporación de la prima de riesgo que el mercado había asignado al conflicto con Irán.
ExxonMobil, que llegó a cotizar en máximos históricos de 176 dólares por acción, opera hoy cerca de los 136 dólares. Chevron cedió desde 214 hasta la zona de 171 dólares, una caída de 20%.
La lógica detrás del desplome es técnica, ya que el mercado está descontando, de forma acelerada, un alivio en las tensiones geopolíticas del Medio Oriente. Cuando la prima de riesgo se disuelve, los precios de las acciones petroleras siguen al crudo hacia abajo, sin importar los fundamentos operativos de cada empresa.
“En las últimas jornadas, y ya desde hace semanas, se ve representado y descontado un ajuste de apalancamiento donde el crudo ha borrado toda su prima de riesgo por la guerra en Irán, forzando a las cotizaciones bursátiles a descontar una tregua en los precios de los energéticos”, alertó Laura Torres, directora de Inversiones en IMB Capital Quants.
El contagio llegó sin demora a la BMV. Vista Energy (VISTA), la petrolera independiente más activa en la plaza local, acumula una caída cercana a 20% desde finales de mayo, con una pérdida adicional de 3.5% solo en la sesión más reciente.
Grupo Carso, el conglomerado industrial de Carlos Slim, registra una contracción de aproximadamente 12% desde el 19 de junio. Las corporaciones estadounidenses negociadas en el Sistema Internacional de Cotizaciones —XOM, CVX y OXY— replican en pesos la misma tendencia de liquidación que sus matrices en Nueva York.
El telón de fondo geopolítico complica el panorama. Unos 40 buques de gran calado, con cerca de 80,000,000 de barriles a bordo, permanecen varados en el Estrecho de Ormuz a la espera de un paso seguro, mientras los navieros operan con extrema cautela ante el riesgo de minas marinas colocadas por Irán.
La administración de Donald Trump intentó calmar a los mercados garantizando escoltas militares y reportando un flujo récord de entre 19 y 20 millones de barriles diarios bajo licencias de la OFAC; sin embargo, las reservas estratégicas de petróleo (SPR) de Estados Unidos cayeron a 331.2 millones de barriles, su nivel más bajo desde 1983.
“Para el resto del año, las perspectivas del sector dependerán de la velocidad con la que se normalicen los tránsitos y las licencias comerciales en el Estrecho de Ormuz, lo que determinará si los flujos de destilados y productos refinados logran estabilizarse a nivel global”, puntualizó Torres.
Trump contra sus propias petroleras
A la presión externa se suma un frente político interno sin precedente. Trump ordenó formalmente al Departamento de Justicia (DOJ) investigar a las principales petroleras, acusándolas de cartelización y de no trasladar al consumidor la caída global del crudo en el precio del galón de gasolina.
La paradoja es evidente, el mismo presidente que respalda retóricamente al sector energético lanza una ofensiva legal contra sus actores más importantes.
En este contexto de tensiones cruzadas, Torres identifica al menos un catalizador estratégico positivo en la región. Petrobras y Pemex firmaron un memorando de entendimiento para explorar conjuntamente hidrocarburos en aguas profundas y someras del Golfo de México, buscando replicar el éxito geológico de la capa pre-sal brasileña, uno de los descubrimientos offshore más relevantes de las últimas décadas.
“Las caídas actuales de gigantes como Vista Energy y Exxon abren ventanas de valor técnico sumamente atractivas para los portafolios de largo plazo”, señaló.
“La realidad de unos inventarios de la SPR en mínimos obligará a Estados Unidos a iniciar un proceso de rellenado de reservas que actuará como amortiguación para los precios del petróleo”, agregó la directora de Inversiones de IMB Capital Quants.
La viabilidad de los planes de inversión del sector dependerá, en última instancia, de que las empresas demuestren que la debilidad operativa es temporal y que sus flujos de caja resisten el ruido político de corto plazo. El crudo perdió su prima de guerra. Ahora le toca recuperar su prima de valor.
El desarrollo de la infraestructura digital global se encuentra en un punto de inflexión estructural determinado por la rápida adopción de tecnologías de inteligencia artificial, computación de alto rendimiento y servicios consolidados en la nube, tendencias que imponen una demanda de potencia eléctrica sin precedentes sobre los sistemas de transmisión internacionales. En este escenario de alta exigencia técnica, la disponibilidad de fluido eléctrico y las prolongadas líneas de tiempo para la interconexión física se han constituido como los principales factores de restricción para la expansión sectorial, superando la relevancia del acceso a la tierra o la disposición de capital financiero.
Para dar respuesta a estos desafíos de suministro y continuidad de negocio, las corporaciones Hitachi y Baker Hughes han formalizado una alianza estratégica destinada a proveer soluciones de energía bajo el concepto de Energy Hubs, un ecosistema energético integrado y gestionado de forma activa que unifica múltiples fuentes de generación y tecnologías de control en un único sistema coordinado y fabricado a la medida de las necesidades del mercado tecnológico.
La arquitectura de un Energy Hub se diferencia de los modelos tradicionales de suministro al permitir esquemas de generación en sitio bajo las modalidades de energía puente, suministro principal o soporte complementario, integrándose de forma armónica con la infraestructura de distribución de la empresa de servicios públicos local. La flexibilidad operativa del sistema viabiliza un funcionamiento dinámico que transita sin interrupciones entre estados interconectados a la red, operaciones en isla totalmente aisladas y fases de transición intermedia, empleando inteligencia digital avanzada para optimizar el rendimiento térmico, elevar los índices de fiabilidad y disminuir los costos de ciclo de vida del activo.
Asimismo, este diseño modular ha sido proyectado para asimilar de forma nativa la incorporación de combustibles limpios del futuro, tales como el hidrógeno verde, así como soluciones de cogeneración y aprovechamiento geotérmico, respondiendo de manera oportuna a las crecientes presiones regulatorias en materia de descarbonización y sustentabilidad corporativa sin comprometer las métricas de tiempo de actividad o disponibilidad del centro informático.
La sinergia comercial e industrial establecida entre ambas organizaciones permite fusionar el liderazgo de Hitachi en infraestructura de redes de alta y media tensión, sistemas de potencia y plataformas de gestión digital, con el portafolio especializado de Baker Hughes en materia de conversión de energía, que abarca turbinas de gas preparadas para la combustión de hidrógeno, generadores de alta eficiencia, sistemas de automatización, condensadores síncronos y software de gestión de potencia.
Esta consolidación de capacidades tecnológicas bajo una única estructura de suministro elimina las complejidades operativas inherentes a las arquitecturas eléctricas tradicionales del mercado de centros de datos, las cuales suelen depender de una multiplicidad de proveedores independientes, introduciendo riesgos de integración física, desalineación en los cronogramas de construcción y una fragmentación en las responsabilidades contractuales frente a fallas sistémicas de los equipos.
La relevancia de implementar estas soluciones integradas se acentúa al observar las proyecciones de crecimiento del sector digital, cuyo valor de mercado se estima que escalará hacia el umbral de un billón de dólares para el año 2035, impulsado por una actividad constructiva continua que expandirá la huella física de los más de 4,000 complejos de procesamiento de datos que se encuentran actualmente operativos o en fase de producción global.
El modelo propuesto por Waseem Ahmad, vicepresidente de la división de centros de datos de Hitachi Americas, busca proveer un marco de referencia que asegure una mayor eficiencia termodinámica inmediata al tiempo que facilita la transición gradual hacia fuentes energéticas de bajo impacto ambiental. Al alinear bajo un mismo paraguas de ejecución técnica la generación de electricidad, la distribución de voltaje y los sistemas de control digital, los operadores de infraestructura crítica acceden a un modelo de ejecución simplificado que reduce los riesgos de desarrollo y transforma la disponibilidad de energía en una ventaja competitiva de largo plazo.
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