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Talos Energy alcanza flujo de 231.6 mdd; eleva su meta anual

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REUTERS/Yahir Ceballos

La petrolera Talos Energy reportó sus resultados financieros del segundo trimestre de 2026, destacando un flujo de efectivo libre ajustado de 231.6 millones de dólares (mdd). El corporativo produjo 93.7 mil barriles equivalentes de petróleo diarios, rebasando sus proyecciones operativas para el periodo.

Este rebase productivo se fundamentó en la optimización de las operaciones, el tiempo de actividad de las instalaciones marinas y el rendimiento constante del pozo Cardona. Asimismo, la empresa completó la reparación técnica en el pozo Genovesa, el cual reanudó su extracción a finales de junio de manera ininterrumpida.

«El segundo trimestre marcó otro paso significativo hacia adelante en la ejecución de nuestra estrategia y refuerza nuestra confianza en las oportunidades de creación de valor a largo plazo», declaró Paul Goodfellow, presidente y director ejecutivo de Talos.

Ante este desempeño, la corporación ajustó al alza el punto medio de su guía de producción para 2026. La empresa proyecta extraer 89 mil barriles equivalentes por día, cifra que excluye la reciente adquisición en el Golfo de México.

Saneamiento de pasivos

La consolidación operativa fue respaldada por maniobras directas para reducir los costos de la deuda corporativa. La empresa petrolera emitió 800 mdd en pagarés con una tasa de interés de 8.0% y con fecha de vencimiento en 2034.

Estos recursos de capital liquidaron en su totalidad 625 mdd en pagarés a 9.0% con vencimiento original en 2029. Esta operación financiera permitió a la institución reportar 577.6 millones de dólares en efectivo y un ratio de deuda neta a Ebitda de 0.5 veces al 30 de junio.

Finalmente, el 15 de julio la compañía concretó la desinversión formal de activos de gas en la Costa del Golfo. Esta transacción comercial eliminó obligaciones de retiro de activos y costos de desmantelamiento valorados en 54 millones de dólares.

Expansión en aguas profundas y Honduras

La estrategia de crecimiento técnico abarcó la entrada oficial al mercado en la República de Honduras. El corporativo firmó los acuerdos definitivos para adquirir una participación operativa del 80 por ciento en un bloque marítimo de cuatro millones de acres brutos mediante un compromiso de exploración sísmica.

En las aguas profundas del Golfo de México, el proyecto Monument reportó avances de perforación en su infraestructura submarina. El primer pozo de desarrollo alcanzó una profundidad medida de 32,250 pies y encontró 250 pies de espesor neto, confirmando las estimaciones técnicas previas.

«Avanzamos en los tres pilares de nuestro marco estratégico mientras continuamos construyendo un portafolio a escala de larga duración», detalló el director ejecutivo.

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Financiamiento sostenible: hay capital, pero faltan proyectos bancables

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El financiamiento sostenible enfrenta la paradoja entre el capital interesado en proyectos con impacto ambiental y social, pero con una parte importante de las empresas que todavía no consigue demostrar cuánto necesita, qué resultados generará su inversión y con qué flujo pagará los recursos recibidos.

Esta brecha entre las iniciativas y el financiamiento fue uno de los principales temas del 11° Foro Internacional de Negocios Sostenibles: Retail y Cadenas de Suministro, realizado el 31 de julio en el Auditorio Antonio Ortiz Mena de Nacional Financiera y Bancomext, en la Ciudad de México.

“Sí existe capital, sí existe interés de los inversionistas. El tema es cerrar esas brechas”, señaló Daniela Calleja, directora de Nuevas Emisoras de la Bolsa Institucional de Valores (BIVA). De acuerdo con cifras presentadas, entre 2020 y 2026 se financiaron más de 600 mil millones de pesos mediante bonos verdes, sociales, sostenibles, de género, azules y vinculados a la sostenibilidad. En ese periodo se realizaron 189 emisiones y 99% registró sobredemanda, un indicador de que el apetito de los inversionistas ha crecido con mayor rapidez que la oferta de proyectos suficientemente estructurados.

Estructurar el proyecto antes de solicitar el crédito

Para Daniel Gómez Saleta, subdirector de Vinculación y Promoción Institucional de Nafin-Bancomext, uno de los problemas más frecuentes aparece cuando las empresas deben trasladar una buena idea a documentos, proyecciones y mecanismos verificables de pago. “Tenemos los productos y los esquemas, pero el principal problema es la estructuración del proyecto. Hemos visto ideas muy buenas y negocios funcionales que, al momento de evaluarlos para un crédito, no pueden plasmar su información en papel”, explicó.

Las dificultades incluyen construir proyecciones financieras, estimar los ahorros que generará una tecnología, identificar los riesgos de implementación y demostrar cómo la inversión aumentará la capacidad de pago de la empresa.

Así, por ejemplo, una compañía que busca instalar paneles solares no debería limitarse a solicitar recursos para comprar los equipos. Necesita previamente un diagnóstico energético, una estimación del consumo que dejará de pagar, una propuesta técnica y un cálculo que muestre cómo esos ahorros sostendrán el financiamiento.

Frente a esta situación, Nafin-Bancomext ha respondido con capacitación, asistencia técnica y mecanismos de orientación para acompañar a las empresas antes de que presenten una solicitud. Además, se ambas instituciones firmaron un convenio con Cámara Verde LATAM para acercar crédito, alternativas financieras y servicios especializados a proyectos de eficiencia energética, sostenibilidad e impacto ambiental positivo.

Justamente es el acceso al crédito parte de las metas del Plan México, que plantea que 30% de las pymes cuente con financiamiento hacia 2030. La estrategia también busca que 50% de la proveeduría y el consumo en sectores estratégicos sea de origen nacional e incorporar criterios ambientales, sociales y de gobernanza en las inversiones empresariales. Leonardo Poblete, titular de la Unidad de Promoción Institucional de Nafin-Bancomext, sostuvo que la sostenibilidad no puede mantenerse como una posibilidad reservada para grandes corporativos.

“Debe estar al alcance de una pequeña empresa que quiere reducir su consumo de energía, de un emprendimiento que busca aprovechar mejor sus materiales o de una industria que necesita modernizar sus procesos para competir en nuevos mercados”, afirmó.

La presión para medir y presentar información también aumentó desde el mercado bursátil. A partir de 2026, las emisoras deben entregar su primer informe obligatorio de sostenibilidad, elaborado con información correspondiente al ejercicio 2025 y bajo los estándares internacionales NIIF S1 y S2. Para las empresas, esto implica pasar de declaraciones generales a indicadores comparables sobre riesgos climáticos, emisiones, gobernanza, uso de recursos y efectos financieros, integrando la sostenibilidad como parte de la evaluación del negocio.

De la regulación al anaquel

El cambio también alcanza a las cadenas de suministro del retail. Desde enero de 2026, México cuenta con una Ley General de Economía Circular, que incorpora mecanismos como la Responsabilidad Extendida del Productor (REP) y establece que productores e importadores deberán organizar y, en determinados casos, financiar esquemas de circularidad para los bienes que colocan en el mercado. Esto obliga a las empresas a conocer con mayor precisión los materiales contenidos en sus productos, quién los fabrica, cómo se distribuyen y qué ocurre con ellos después del consumo.

Eduardo Solano, fundador de NSM Ecosistemas Circulares, explicó que identificar el flujo de materiales permite concentrar recursos en los productos de mayor riesgo regulatorio y distribuir responsabilidades entre fabricantes, importadores, dueños de marca, proveedores de empaques y puntos de venta. “Entender cómo entran los componentes al mercado nos permite focalizar esfuerzos, recursos y costos asociados con la circularidad”, comentó.

La trazabilidad, sin embargo, no garantiza por sí sola que un proveedor encuentre espacio en las cadenas comerciales. Paola García Nieto, directora general de Green Tank México, sostuvo que los compradores buscan relaciones capaces de mantenerse y crecer en el tiempo, donde “El lenguaje común es la colaboración, pero la meta común es la confianza. La tendencia del retail hacia las compras sostenibles busca un socio de negocio y no solamente un producto transaccional”.

En el mismo sentido, Carlos Álvarez, director de Estrategia, Marketing y Sustentabilidad de CHEP, señaló que las cadenas sostenibles requieren compartir información desde el productor hasta el punto de venta.

El mensaje que atravesó el encuentro fue que la transición sostenible ya no depende únicamente de compromisos ambientales. La regulación, el mercado de capitales, la banca de desarrollo y las decisiones de compra comienzan a exigir evidencia.

SENER mantiene en 13.9% la meta de CELs para 2025 y 2026

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La Secretaría de Energía (SENER) propuso mantener en 13.9% el requisito de Certificados de Energías Limpias (CELs) para 2025 y 2026, una medida que brinda certeza regulatoria al Mercado Eléctrico Mayorista y evita mayores presiones sobre los contratos de cobertura eléctrica (PPAs) en un entorno de limitada oferta de nueva capacidad renovable.

La decisión formaliza el cumplimiento normativo pendiente para 2025 y contribuye a reducir la incertidumbre para suministradores y participantes del mercado. Al mismo tiempo, refleja una postura pragmática mientras el gobierno impulsa mecanismos de tramitación acelerada (fast-track) para facilitar el desarrollo de nuevos proyectos de generación limpia.

El siguiente paso para el sector será la publicación de las metas de CELs para 2027 y 2028, ya que estas definirán las señales de inversión y el ritmo de expansión de la infraestructura renovable en México durante los próximos años.

Woodside Energy eleva ingresos a 4,185 mdd; proyecto Trion avanza a 64%

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La petrolera Woodside Energy presentó su informe financiero y operativo correspondiente al segundo trimestre del año en curso, donde reportó ingresos operativos totales por 4,185 millones de dólares (mdd) para el periodo concluido el 30 de junio de 2026.

Este resultado contable obedece al fortalecimiento en las cotizaciones globales del gas natural licuado por restricciones de oferta y a la materialización de rezagos de precios del primer trimestre. El precio promedio de realización para la cartera de hidrocarburos de la empresa se estableció en 85 dólares por barril equivalente de petróleo. Esta cotización unitaria representa un incremento técnico del 35% frente a los números reportados en el primer trimestre del ejercicio anual.

«Los fuertes precios de realización apoyaron las ganancias y la generación de efectivo, destacando la resiliencia de nuestro portafolio diversificado en medio de la volatilidad macroeconómica y de los precios de los productos básicos continua», declaró Liz Westcott, directora ejecutiva de la compañía energética, durante la presentación de los resultados trimestrales.

A pesar de las cifras financieras ascendentes, la empresa documentó una reducción técnica en sus volúmenes de extracción. La producción total del segundo trimestre alcanzó los 41.3 millones de barriles equivalentes de petróleo, cantidad equivalente a un promedio diario de 454,000 barriles. 

Este volumen de extracción implica una disminución de 9% respecto a los niveles registrados entre enero y marzo de 2026. La contracción en la capacidad de producción deriva de dos eventos específicos en la infraestructura física de la compañía. 

El principal factor fue la ejecución del mantenimiento programado en la instalación Pluto Train 1. El segundo factor consistió en el proceso de restitución operativa en los proyectos Wheatstone y Pyrenees FPSO, los cuales sufrieron impactos materiales tras el ciclón tropical severo Narelle.

En contraste con estas afectaciones temporales, otros activos de la cartera global de Woodside exhibieron niveles de eficiencia productiva sobresalientes. El campo Sangomar operó con una confiabilidad de 99.3% y alcanzó una producción diaria promedio de 99 mil barriles, donde 86,000 barriles corresponden a la participación neta de Woodside. El complejo Shenzi, localizado en el Golfo de México, logró una confiabilidad de 99.2%.

«Entregamos una producción de 41.3 millones de barriles equivalentes de petróleo en el segundo trimestre, destacada por una confiabilidad sobresaliente de 99.3% en Sangomar y 99.2% en Shenzi», detalló Westcott.

El rendimiento operativo sostenido otorgó certeza al corporativo para estrechar y ajustar sus expectativas anuales. La proyección de producción total para el año 2026 redujo su margen especulativo y se ubica actualmente en un rango de 174 a 185 millones de barriles equivalentes de petróleo.

Ejecución del proyecto Trion y expansión de infraestructura

En el rubro de los desarrollos de capital, la corporación avanzó en la ejecución técnica de sus nuevos proyectos de extracción profunda. El proyecto Trion, localizado en territorio mexicano, logró un 64% de progreso constructivo al cierre del trimestre evaluado.

La obra energética en México mantiene un estatus financiero riguroso dentro del presupuesto asignado y perfila la extracción de su primer aceite para el año 2028. 

El corporativo inició la perforación de tres pozos de un programa que totaliza 24 perforaciones subterráneas y completó el izaje de los módulos superiores de la Unidad Flotante de Producción sobre el casco estructural de la unidad.

De manera simultánea, el proyecto central Scarborough reportó un 98 por ciento de completitud al terminar junio. El consorcio mantiene intacto el cronograma operativo para enviar el primer cargamento de gas natural licuado en el cuarto trimestre de 2026 y confirmó la extracción del primer gas desde el yacimiento principal en una fecha posterior a la evaluación de este reporte.

«El proyecto energético Scarborough está 98% completo y sigue en camino para el primer cargamento de GNL en el cuarto trimestre de 2026», ratificó.

La expansión corporativa abarca igualmente el proyecto Louisiana LNG en los Estados Unidos de América, el cual avanzó al 28 por ciento de su completitud general. El Tren 1 de este complejo reporta un 35% de desarrollo constructivo, fijando el objetivo de producir su primer volumen comercial de gas natural licuado en 2029.

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América Latina y el Caribe ante la transición energética: oportunidades, desafíos y liderazgo global

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Héctor Ernesto Herrera Capetillo, profesor de planta y responsable del Observatorio de Análisis Global de la Facultad de Estudios Globales de la Universidad Anáhuac México

En la medida en que los gobiernos buscan reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en consonancia con la Agenda 2030 de la Organización de las Naciones Unidas, así como con el Acuerdo de París (2015), la demanda de energías limpias, minerales críticos y nuevas tecnologías de bajas emisiones se ha convertido en uno de los principales motores de la transformación económica y tecnológica a nivel global.

En este contexto, y a pesar de que sólo representa 8% de la población mundial y 7% de la economía global, América Latina y el Caribe podría desempeñar un papel fundamental en la nueva economía energética dada su relevancia no sólo como una región con abundantes recursos naturales fósiles (petróleo, gas y carbón), sino particularmente por su producción energética renovable (hidroeléctrica, solar, eólica y bioenergía) y sus importantes reservas de minerales críticos, entre los que destacan el litio y el cobre.

Si bien, de acuerdo con el informe Prospectivas Energéticas de América Latina 2023 elaborado por la Agencia Internacional de Energía (AIE), los combustibles fósiles representan todavía alrededor de dos tercios de la matriz energética de la región, esa cifra es considerablemente inferior al promedio mundial (80%). Este resultado se debe particularmente a que las energías renovables contribuyen al 60% de la generación de electricidad, cifra que se estima podría alcanzar 80% para el año 2050, según proyecciones de la AIE.

Cabe destacar que la energía hidroeléctrica representa por sí sola 45% del suministro eléctrico de la región y en algunos países como Brasil, Colombia, Costa Rica, Ecuador, Panamá, Paraguay y Venezuela proporciona la mayor parte de la electricidad. Por su parte, la energía solar fotovoltaica y la eólica, que actualmente representan 11% de la generación de electricidad regional, podrían llegar hasta un 40% en 2050. En ese rubro, Brasil, México, Chile y Argentina destacan como líderes.

La transición energética en América Latina y el Caribe ha sido impulsada por factores como la oportunidad económica, la innovación, las dinámicas geopolíticas, la mitigación del cambio climático y la seguridad energética. Con respecto al primero, como señala el reporte Renewable Power Generation Costs in 2024 de la International Renewable Energy Agency (IRENA), el costo promedio de la energía solar fotovoltaica y la eólica terrestre sigue disminuyendo, lo que las convierte en unas de las fuentes más baratas para nuevas instalaciones en la mayoría de los mercados.

En gran parte del mundo, el costo nivelado de la electricidad para las energías renovables está por debajo del observado para las nuevas plantas de gas y carbón. Por tanto, invertir en energías renovables ya no es sólo una decisión ambiental, sino también una estrategia económicamente racional. De acuerdo con el Escenario de Descarbonización de la Energía de IRENA, para el 2050, la transición energética podría crear más de 12 millones de empleos en el sector energético tan sólo en Sudamérica, lo que se vincula a nuevas inversiones industriales en la fabricación de equipos, electromovilidad e infraestructura digital que demandarán crecientes cantidades de electricidad limpia durante las próximas décadas.

El contexto geopolítico se ha vuelto cada vez más inestable, marcado por interrupciones en las cadenas de suministro globales, sanciones financieras y comerciales, e incluso confrontaciones militares que han llevado a la afectación de pasos estratégicos como el Estrecho de Ormuz, lo que, a su vez, ha provocado el aumento en los precios del petróleo. Ante ese escenario, los recursos renovables permiten ampliar la competitividad en términos de costos, así como diversificar y reducir la dependencia de ciertas fuentes energéticas cuyos precios son más sensibles a la coyuntura internacional, por lo cual estos activos favorecen tanto a la economía como a la seguridad energética.

Como parte de su contribución a la mitigación del cambio climático, de seguir con el Escenario de Descarbonización de la Energía, el uso de energías renovables podría contribuir a una reducción del 75% de la emisión de gases de efecto invernadero para 2050 en comparación con los niveles de 2023, lo que favorecería la preservación de los recursos naturales y la biodiversidad, y aportaría a las metas climáticas y compromisos internacionales.

Adicionalmente, una mayor participación de fuentes renovables contribuiría a disminuir la contaminación atmosférica, reduciría la presión sobre los ecosistemas vulnerables asociados a la explotación intensiva de combustibles fósiles y fortalecería la resiliencia frente a fenómenos climáticos extremos.

Sin embargo, también persisten retos importantes en este sector. Aunque la inversión en energías renovables ha aumentado, sigue siendo insuficiente frente a la demanda. Por lo tanto, se necesitan marcos regulatorios claros, simplificación administrativa y alianzas público-privadas para atraer más inversión. En el plano social, se requiere considerar una transición energética justa con energía moderna y asequible para todos, incluyendo a los sectores más vulnerables.

Como señala el informe Prospectivas Energéticas de América Latina 2023, en la región cerca de 17 millones de personas aún no tienen acceso a electricidad y existe una marcada desigualdad económica, donde el 10% más rico genera el 40% de las emisiones. Mientras que, en materia de sostenibilidad, América Latina y el Caribe requiere fortalecer sus prácticas ambientales, sociales y de gobernanza para mantener su liderazgo en producción de minerales críticos y energías limpias, minimizando los efectos negativos en ecosistemas sensibles, la biodiversidad y la participación de las comunidades locales.

Por último, también se requiere de la modernización de la red eléctrica para mejorar la eficiencia y confiabilidad en la gestión de estos recursos en la región. En sintonía con esto, es indispensable también el fortalecimiento de la integración regional, ya que actualmente el comercio transfronterizo de electricidad y la cooperación energética son limitados, lo que significa el desaprovechamiento de los beneficios de complementariedad de recursos renovables entre países.

Como señala el informe Hacia una planificación sostenible para una transición energética justa en América Latina y el Caribe publicado por la CEPAL en 2023, los intercambios eléctricos entre países de la región son bajos en comparación con otras áreas del mundo, lo que refleja una débil integración que limita el aprovechamiento de recursos y las oportunidades de reducción de costos.

La abundancia de recursos naturales, la disponibilidad de minerales críticos y una matriz eléctrica comparativamente más renovable que la de muchas regiones del mundo colocan a América Latina y el Caribe en una posición privilegiada dentro de la nueva economía energética global. Aprovechar estas ventajas permitiría reducir su dependencia al mercado de combustibles fósiles, contribuiría a la reducción de gases de efecto invernadero y fortalecería su seguridad energética.

Sin embargo, materializar este potencial requerirá de políticas públicas de largo plazo que estimulen la inversión en tecnologías limpias, eficiencia energética e infraestructura eléctrica moderna, así como una gestión sostenible de los recursos naturales y una mayor cooperación regional. La transición energética no representa únicamente un desafío ambiental y energético, sino una oportunidad estratégica para redefinir el papel de América Latina y el Caribe en la economía mundial del siglo XXI.

Pemex avanza a 1.6 mdbd pero su utilidad neta cae: BBVA Research

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BBVA Research emitió un reporte operativo sobre Petróleos Mexicanos (Pemex) al cierre del segundo trimestre de 2026. El documento señala que la producción de hidrocarburos líquidos promedió 1.658 millones de barriles diarios (mdbd) y que ese resultado productivo muestra un avance técnico, pero confirma que la empresa del Estado permanece lejos de su meta oficial. 

Señaló que la corporación necesita elevar sus niveles de extracción de manera significativa para alcanzar los 1.8 millones de barriles diarios y asegurar su viabilidad operativa.

«Para alcanzar la meta de producción petrolera de 1.8 millones de barriles diarios, será necesario que Pemex frene el declive en la producción petrolera de campos maduros», detalla el análisis.

El volumen de 1.658 millones de barriles diarios superó el registro de 1.652 millones obtenido durante el trimestre previo. Este avance exacto de 6.2 mil barriles diarios marca cinco trimestres consecutivos de incrementos productivos.

Antes de iniciar esta fase de recuperación operativa, la petrolera enfrentó una racha negativa de siete caídas trimestrales. El repunte actual obedece directamente a una extracción mayor en la categoría de crudo pesado y ligero.

Este segmento específico aportó 9.3 mil barriles diarios adicionales al volumen total de la compañía. A esta cifra productiva se sumó una contribución de 1.9 mil barriles diarios provenientes de los socios de Pemex.

Ambos rubros lograron contrarrestar el déficit operativo generado por el crudo superligero y los condensados. Esta última categoría registró una disminución de 5.0 mil barriles diarios frente al primer trimestre del año en curso.

El petróleo pesado y ligero representa el 72 por ciento de la producción total de hidrocarburos líquidos de la empresa. Por su parte, el petróleo superligero y los condensados abarcan 27% del volumen de extracción.

«Indiscutiblemente, se requerirá de una mayor inversión en exploración y producción para llegar a la meta de 1.8 millones de barriles diarios»,  se advierte en el reporte.

Ingresos comerciales contra utilidad neta

El desempeño financiero documentado muestra resultados contrastantes entre los ingresos comerciales y las ganancias reales de la compañía. Las ventas totales de Pemex registraron una expansión anual de 30.3%.

Las ventas de exportación repuntaron un 31.4% anual, impulsadas por un mayor precio del crudo y un alza en el volumen de destilados. Las ventas en el mercado de México crecieron un 29.8% en el mismo lapso.

Este incremento comercial a nivel nacional responde a un aumento en el volumen y precio de la gasolina Magna y del diésel. A pesar del crecimiento constante en las ventas, el saldo a favor de la empresa se contrajo.

La utilidad neta de la petrolera cerró el segundo trimestre de 2026 en 18.0 mil millones de pesos. Esta cifra resulta considerablemente inferior a la ganancia reportada durante el mismo periodo del año 2025.

Durante el segundo trimestre del año anterior, la utilidad neta de la institución alcanzó los 59.5 mil millones de pesos. La ganancia actual dependió de un menor deterioro de activos fijos y la reducción de costos de distribución.

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CFE reduce 39% las interrupciones eléctricas en el primer semestre 2026

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Itzel Alaniz

Emilia Esther Calleja Alor, directora general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), informó una disminución de 39% en las interrupciones del suministro eléctrico durante el primer semestre de 2026 respecto al mismo periodo de 2024. Además, destacó una reducción importante en los tiempos de restablecimiento del sistema.

Durante la inauguración de la Exposición Industrial del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE), en Acapulco, Guerrero, Calleja atribuyó ese resultado al trabajo coordinado entre la CFE y los gobiernos estatales para identificar las zonas con mayores necesidades.

«Lo importante no es solamente informar lo que vamos a hacer, sino que los resultados se vean en territorio, con un servicio más continuo, confiable y de mejor calidad, tal como nos lo ha instruido nuestra presidenta, la doctora Claudia Sheinbaum Pardo», señaló.

Estados con mayores interrupciones

Por su parte, Francisco Javier Maldonado Ramos, director de Operación de la CFE, informó que Guanajuato, Veracruz y Jalisco concentraron 25% de las interrupciones registradas en el país. Atribuyó la mayoría de los casos a tormentas, fuertes vientos, lluvias, así como al contacto de fauna y objetos con las líneas eléctricas durante las últimas semanas.

El tiempo de restablecimiento del suministro eléctrico también disminuyó de 24 a siete horas, una reducción de 17 horas equivalente a 69%, según Gustavo García Huirache, subdirector de Distribución.

Adopción de nuevas tecnologías

Calleja destacó la adopción de nuevas tecnologías para enfrentar los retos del cambio climático, sin descuidar la prioridad de «garantizar un servicio confiable, accesible y continuo para toda la población».

«El sistema eléctrico del futuro no se construirá únicamente con más infraestructura. También requerimos nuevas ideas, mejores equipos, innovación tecnológica, investigación y, sobre todo, personal altamente capacitado en automatización, digitalización, telecomunicaciones, almacenamiento y seguridad de los sistemas eléctricos», comentó.

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EDP Renewables casi duplica su beneficio en el primer semestre de 2026

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EDP Renewables (EDPR) reportó un beneficio neto de 183.7 millones de euros durante el primer semestre de 2026, un crecimiento del 96.4% frente al mismo periodo del año anterior. El sólido desempeño estuvo respaldado por la expansión internacional de su negocio de energías renovables y una mejora en la eficiencia operativa.

Los ingresos alcanzaron 1,421 millones de euros, un incremento del 2.4%, impulsados principalmente por el crecimiento de las operaciones fuera de la Unión Europea, cuya facturación aumentó 10.4% hasta 982.3 millones de euros, compensando la caída registrada en España. Por su parte, el Ebitda se elevó a 513.6 millones de euros, un 14.6% más que el año anterior.

La compañía también redujo sus costos operativos y amortizaciones en un 6%, fortaleciendo sus márgenes y cerrando junio con una posición de efectivo de 562.1 millones de euros, reflejando el impacto positivo de su estrategia de diversificación geográfica y disciplina financiera.

Petrobras y Ecopetrol descubren gas natural en el pozo Sandía-1 del Caribe colombiano

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Petrobras y Ecopetrol confirmaron un nuevo hallazgo de gas natural en el pozo exploratorio Sandía-1, ubicado en el bloque GUA-OFF-0 en aguas profundas del Caribe colombiano. El descubrimiento fortalece el potencial gasífero de la región y representa un paso importante para la seguridad energética y el desarrollo de recursos offshore en Colombia.

El pozo fue perforado a 42 kilómetros de la costa, en una lámina de agua de 1,285 metros, y se encuentra cerca de los descubrimientos Sirius-1, Sirius-2 y Copoazu-1, consolidando un corredor estratégico de gas natural en el Caribe. La perforación inició el 12 de junio de 2026 y concluyó el 29 de julio, dando paso a la caracterización del yacimiento mediante registros de pozo y análisis de laboratorio para determinar su potencial comercial.

El proyecto se desarrolla bajo un contrato con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Petrobras participa como operador con el 44.4% del bloque, mientras que Ecopetrol mantiene una participación del 55.6%, liderando el consorcio que impulsa este nuevo avance para la exploración de gas en Colombia.

Alborada Solar ingresa a evaluación ambiental con 123 MWp y almacenamiento en Veracruz

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Bellaterra Energía presentó ante la DGIRA de la SEMARNAT la Manifestación de Impacto Ambiental para desarrollar Alborada Solar, una planta fotovoltaica con almacenamiento en baterías ubicada en Tres Valles, Veracruz.

El proyecto contará con 123.1 MWp de capacidad solar y una generación estimada de 235.98 GWh anuales, además de integrar un sistema BESS de baterías de litio-ferrofosfato con 31.68 MW de potencia y 95.04 MWh de almacenamiento para brindar mayor flexibilidad al sistema eléctrico.

La central contempla la instalación de 186,550 módulos bifaciales LONGi sobre seguidores solares de un eje y se conectará al Sistema Eléctrico Nacional mediante una subestación elevadora y una línea de transmisión de 1.28 kilómetros hacia la subestación La Granja III de CFE Transmisión. El proyecto ocupará un polígono de 216 hectáreas y tendrá una vida útil estimada de 28 años.