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La creación del Consejo de Planeación Energética y del Sistema Nacional de Información Energética establece las bases para la gobernanza energética de largo plazo en México

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La estructuración de una política energética integral y la correcta administración de los recursos estratégicos nacionales exigen la creación de plataformas de gobernanza corporativa e institucional que unifiquen los esfuerzos de las dependencias, organismos reguladores y empresas productivas del Estado.

En este contexto de fortalecimiento normativo, la titular de la Secretaría de Energía, Luz Elena González Escobar, presidió los trabajos de la Primera Sesión Extraordinaria del Consejo de Planeación Energética, una instancia colegiada que asume la responsabilidad legal y operativa de coordinar, evaluar y dar un seguimiento sistemático a la planeación energética en todo el territorio de la República Mexicana. Este nuevo órgano de deliberación técnica reúne de forma directa a las instituciones fundamentales del sector, configurando un espacio de articulación que tiene como propósito diseñar la hoja de ruta que guiará las inversiones en infraestructura eléctrica, de hidrocarburos y de fuentes renovables con una perspectiva de seguridad y soberanía nacional.

El hito técnico más destacado de este encuentro extraordinario consistió en la presentación formal y el despliegue del Sistema Nacional de Información Energética, el cual se proyecta como el principal activo digital y la herramienta estratégica de análisis de datos para la toma de decisiones críticas de la administración pública y los participantes regulados.

Este nuevo sistema tecnológico tiene el mandato de integrar, procesar, actualizar y poner a disposición de los tomadores de decisiones un compendio analítico de información confiable, transparente y verificada bajo estándares de calidad internacional, permitiendo estructurar escenarios prospectivos de largo plazo que mitiguen los riesgos asociados a la oferta y la demanda de energía en el mercado nacional, al tiempo que dota de certidumbre jurídica y técnica a los planes de expansión del sistema eléctrico y de refinación.

La necesidad de contar con una base de datos centralizada e interinstitucional responde a las complejidades técnicas de la transición energética global y a la urgencia de coordinar de manera eficiente los planes de inversión de las agencias gubernamentales con las necesidades de consumo de los sectores productivos.

Los miembros del Consejo de Planeación Energética señalaron que el acceso a diagnósticos robustos es una condición indispensable para optimizar el aprovechamiento responsable de las reservas de la nación y para diseñar políticas públicas de largo aliento que promuevan la eficiencia operativa, la sostenibilidad ambiental y la resiliencia de las redes de transmisión, evitando la duplicidad de funciones en las agencias públicas y promoviendo una cultura de rendición de cuentas basada en métricas científicas y datos duros de libre acceso.

La consolidación de este marco institucional reafirma la posición del gobierno federal de situar al sector energético como el motor fundamental del desarrollo industrial y la principal palanca para asegurar el bienestar social de la población civil del país.

Los trabajos coordinados por Luz Elena González Escobar pretenden garantizar que la explotación, distribución y comercialización de los recursos energéticos se traduzcan en beneficios tangibles para la economía doméstica de las familias mexicanas, combinando la rectoría del Estado con la modernización tecnológica de los procesos informativos. Con la puesta en marcha de estas herramientas de planificación y el inicio de las sesiones formales de este consejo, el país establece un precedente de gobernanza digitalizada que asume los retos de la transición y la seguridad energética mundial desde una base científica, planificada y de estricto interés público.

Pemex y Petrobras firman acuerdo estratégico para impulsar la exploración, producción y transformación de hidrocarburos

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Petróleos Mexicanos (Pemex) y Petrobras formalizaron este martes un Memorando de Entendimiento (MoU) que marca el inicio de una nueva etapa de cooperación estratégica entre las dos principales empresas petroleras estatales de América Latina. El acuerdo tiene como objetivo establecer un marco de colaboración técnica y estratégica para evaluar, desarrollar y ejecutar proyectos conjuntos en diferentes segmentos de la industria de los hidrocarburos.

La alianza contempla oportunidades de cooperación en exploración y producción de petróleo y gas, así como en actividades industriales relacionadas con refinación, petroquímica, fertilizantes, procesamiento de gas y tecnologías orientadas a una operación más eficiente y con menor intensidad de carbono.

De acuerdo con Petrobras, el memorando representa una oportunidad estratégica con amplio potencial para fortalecer su presencia en México y consolidar nuevas áreas de colaboración con Pemex. Magda Chambriard, presidenta de la compañía brasileña, destacó el interés de Petrobras en participar en proyectos de exploración en el Golfo de México, incrementar la producción en campos maduros y colaborar en procesos industriales vinculados a refinación, petroquímica y fertilizantes.

“Este es un instrumento de cooperación estratégica con un potencial significativo para Petrobras. Nos interesa la exploración en el Golfo de México, el incremento de la producción en campos maduros y los procesos industriales de refinación, petroquímica y fertilizantes. Sin duda, la alianza entre las dos empresas estatales será beneficiosa para ambos países”, señaló Chambriard.

Por su parte, el director general de Pemex, Juan Carlos Carpio Fragoso, subrayó que el acuerdo abre nuevas oportunidades para fortalecer la cooperación energética entre México y Brasil, al establecer un marco para desarrollar proyectos relacionados con nuevos descubrimientos, optimización de la producción y aprovechamiento de áreas con alto potencial petrolero.

Según explicó el directivo, la colaboración permitirá evaluar oportunidades en aguas profundas, zonas de aceite pesado y extrapesado, campos maduros y posibles desarrollos en áreas con potencial presal en el Golfo de México. Asimismo, se impulsarán iniciativas relacionadas con refinación, petroquímica y otros procesos industriales estratégicos.

Foco en aguas profundas y transferencia tecnológica

Dentro del segmento de exploración y producción, ambas compañías analizarán proyectos orientados a la revitalización de campos maduros, el reprocesamiento sísmico y nuevas oportunidades exploratorias en aguas profundas y ultraprofundas. El acuerdo también contempla el intercambio de conocimientos técnicos, tecnologías y mejores prácticas operativas.

Uno de los aspectos más relevantes es que Pemex podrá aprovechar la experiencia acumulada por Petrobras en operaciones offshore de alta complejidad, área en la que la empresa brasileña es considerada una referencia mundial por sus desarrollos en aguas profundas.

Cooperación en refinación, petroquímica y descarbonización

Además de las actividades upstream, el memorando incorpora oportunidades de colaboración en refinación, petroquímica, fertilizantes, procesamiento de gas y recuperación de líquidos. También incluye temas cada vez más relevantes para la industria energética, como eficiencia energética, reducción de emisiones, captura de carbono y producción de combustibles con menor huella ambiental.

Las empresas también intercambiarán experiencias relacionadas con seguridad industrial, confiabilidad operativa, protección ambiental y marcos regulatorios e institucionales de los sectores de hidrocarburos de México y Brasil.

Acuerdo sin compromisos de inversión

El Memorando de Entendimiento tendrá una vigencia inicial de dos años, con posibilidad de renovación. Sin embargo, las compañías aclararon que el acuerdo no constituye un compromiso vinculante de inversión ni implica la creación de una sociedad, consorcio o empresa conjunta.

Las oportunidades identificadas durante este periodo podrán convertirse en proyectos específicos mediante futuras negociaciones y estarán sujetas a estudios de viabilidad, aprobaciones corporativas y el cumplimiento de las normas de gobernanza aplicables a cada empresa.

Con este acuerdo, Pemex y Petrobras buscan sentar las bases para una colaboración de largo plazo que contribuya al fortalecimiento de la industria energética de ambos países y al desarrollo de proyectos estratégicos en exploración, producción y transformación de hidrocarburos.

Inversión, vivienda y sostenibilidad marcan la ruta de crecimiento de Holcim en México

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México se ha consolidado como el eje central para el gigante cementero Holcim. “Es el mercado más relevante que tiene hoy a nivel global”, afirmó su Director General en el país, Cristian Dedeu, al subrayar que también es “el mercado de mayor contribución para el grupo”. En ese contexto, lo define como “fundamental y crítico” y anticipa que “va a tener seguramente muchas inversiones para seguir creciendo”.

El desempeño del sector construcción explica esta apuesta. “El 60% del consumo de cemento viene de viviendas”, señaló, lo que posiciona a este segmento como el principal motor de demanda. Bajo esa lógica, destacó el impulso de la política pública. “Estamos muy esperanzados en lo que está haciendo el gobierno con sus proyectos de vivienda social en donde estamos participando”, puntualizó.

A la par, la infraestructura mantiene su relevancia, aunque con ajustes recientes. “El año pasado una caída importante en los proyectos de infraestructura hizo que el mercado de cemento se contrajera 6%”, explicó, aunque matizó que “ya este año estamos viendo que se está empezando a mover mucho más”.

Soluciones integrales y transformación del modelo

En este entorno, la compañía ha redefinido su modelo. “Holcim ya lleva unos años complementando su negocio principal del cemento, concreto y agregados con otras categorías de productos para poder dar soluciones integrales y completas a nuestros clientes”, afirmó Christian Dedeu. A ello se suma su red de retail, que modifica la relación con el usuario final, permitiendo “llegar en forma directa a quien usa nuestro cemento, entenderlos y poder dar soluciones integrales”. Actualmente, esta estrategia ya tiene escala, con 350 franquicias, “pero queremos por lo menos duplicarlo en el próximo año”.

La sostenibilidad se ha convertido en el eje estructural de la inversión de la compañía. “Por cada peso que nosotros invertimos, la mitad tiene que ver con proyectos de descarbonización y sustentabilidad”, indicó el Director General respecto a iniciativas como Geocycle, que son “parte fundamental de nuestra estrategia, porque queremos descarbonizar la industria”.

Las acciones abarcan desde la propia operación hasta la innovación tecnológica, junto con la incorporación de nuevas soluciones industriales. Entre los avances, destacó que “vamos a ser la primera empresa del grupo probablemente para fin de este año, en tener vehículos eléctricos autónomos para nuestras canteras”, además de proyectos como el uso de desechos. “Acabamos de inaugurar en nuestra planta de Colima un secador de residuos de bagazo que utiliza el calor de nuestras plantas”, reveló Dedeu.

Expansión, digitalización y metas hacia 2030

Las metas hacia 2030 reflejan esta dirección para Holcim. “Tenemos una meta de que el 70% de la energía térmica venga de residuos alternativos”, puntualizó Christian Dedeu junto con el compromiso de “bajar 25% nuestras emisiones de CO2”. Para el directivo, estos objetivos responden a una visión de largo plazo: “creemos que el futuro de la compañía y del sector tiene que ver con la sostenibilidad, con la descarbonización y con la reutilización de los productos”.

En términos operativos, la estrategia se centra en maximizar la infraestructura existente. “Hoy tenemos capacidad en nuestras plantas de cemento para abastecer lo que tenemos y más”, señaló. Sin embargo, “seguimos invirtiendo continuamente. Haces que las que ya tienes produzcan más”. Este enfoque acompaña un mercado que ha dejado de concentrarse en regiones específicas y “está creciendo más homogéneamente”.

La digitalización también forma parte de esta transformación. “Tenemos un proyecto que se llama “Plantas del Mañana”, implementado inteligencia artificial en todas las plantas”, explicó. Estas herramientas permiten anticipar riesgos operativos, ya que “predicen lo que puede suceder con el funcionamiento de las maquinarias”, mientras que, en seguridad, “cámaras pueden ir prediciendo posibles actos inseguros y, entonces, suenan alarmas”.

En el entorno regulatorio, la compañía se muestra alineada con la agenda ambiental. No obstante, identificó áreas de mejora. Por ejemplo, “en permisos nos gustaría que fueran mucho más ágiles”. De cara a la inversión, el mensaje es claro: “para inversiones de largo plazo, lo que uno espera son certidumbres y reglas de juego claras”.

A nivel interno, la transformación también se refleja en la cultura organizacional. “Buscamos darle a las personas la posibilidad de desarrollarse de forma autónoma”, detalló, con un enfoque en responsabilidad individual, donde se espera “que tengan mentalidad de dueño y se hagan cargo de las decisiones que toman”. Con una amplia plantilla, el objetivo es alinear capacidades, porque “cuando los 5,000 están apuntados y tienen un propósito común, es mucho más efectivo”.

Hacia adelante, la meta es contundente. “Tenemos una meta al 2030 de duplicar el negocio que teníamos en 2024”, afirmó Christian Dedeu. En ese horizonte, la compañía busca consolidar su liderazgo “en descarbonización, en sustentabilidad y ser los que logremos empujar al resto del sector”. En paralelo, proyecta su rol en el país, esperando “poder participar del crecimiento de México y ser actores relevantes en el desarrollo”.

Power Electronics expande su capacidad global a los 170 GW de potencia AC instalada y diversifica su portafolio hacia el almacenamiento y la infraestructura digital de centros de datos

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La transformación de los sistemas eléctricos contemporáneos hacia modelos más flexibles, descentralizados y resilientes requiere la adopción de tecnologías avanzadas de conversión de potencia que garanticen la estabilidad de la red y optimicen el rendimiento de las plantas de generación.

En este entorno de alta exigencia técnica, la compañía multinacional Power Electronics ha alcanzado la cifra de 170 GW de potencia AC instalada a nivel mundial, un hito corporativo que consolida su liderazgo sectorial en el desarrollo de electrónica de potencia de gran escala. Este avance operativo, que representa un incremento sustancial frente a los 150 GW registrados al cierre del periodo anual anterior, será el eje central de las demostraciones tecnológicas que la firma llevará a cabo durante la próxima edición del foro internacional The smarter E Europe 2026, espacio de encuentro industrial que se verificará en la ciudad de Múnich, Alemania, y donde la organización exhibirá sus más recientes innovaciones orientadas a satisfacer las demandas de los operadores de sistemas de transmisión y distribución en los cinco continentes.

El dinamismo comercial experimentado por la corporación se encuentra estrechamente vinculado al despliegue de soluciones de almacenamiento energético en mercados considerados clave por su madurez regulatoria y por la penetración de fuentes de generación intermitente. La empresa ha reforzado de manera decidida su posicionamiento en regiones de alta competitividad como los Estados Unidos, el Reino Unido y Australia, naciones que demandan de forma prioritaria sistemas capaces de aportar servicios de soporte de red y flexibilidad operativa.

Paralelamente, el mercado del continente europeo ha mostrado un comportamiento sumamente favorable para los activos de la firma, registrando tasas de adopción destacadas en países como España, Italia, Lituania y Polonia, demarcaciones geográficas en las que la resiliencia de la infraestructura, la predictibilidad de los flujos de potencia y la facilidad de integración técnica se configuran como las variables fundamentales para la autorización de nuevos desarrollos energéticos comerciales.

En la división de almacenamiento masivo de energía, los esfuerzos de investigación y desarrollo de la tecnológica se han concentrado en proveer soluciones especializadas en capacidades «grid-forming», una funcionalidad crítica que permite a los inversores actuar como fuentes de tensión independientes y dotar de robustez a la red eléctrica general de forma equivalente a las centrales síncronas tradicionales. Sus inversores de baterías de las series PCSM y Multi PCSM han sido concebidos específicamente para aplicaciones a escala «utility», integrando esquemas de conexión directa a redes de media tensión que simplifican las labores de ingeniería, montaje y comisionamiento de los activos.

La arquitectura modular adoptada en estos sistemas no solo eleva los índices de disponibilidad operativa mediante la redundancia de componentes, sino que facilita las tareas de mantenimiento correctivo y preventivo a través del uso de unidades intercambiables en campo, asegurando una compatibilidad total con los diversos compuestos químicos de baterías existentes en el mercado actual.

La propuesta de valor para entornos híbridos y de co-ubicación tecnológica se complementa con herramientas avanzadas como el convertidor Freesun DC/DC, un desarrollo de ingeniería diseñado para plantas que emplean esquemas de acoplamiento en corriente continua. Esta solución avanzada permite enlazar la energía procedente de campos fotovoltaicos manteniendo una interconexión directa entre los bancos de almacenamiento de baterías y el inversor principal de corriente alterna, lo que viabiliza una operación bajo el modo «grid-forming» puro al tiempo que se mitigan los efectos de pérdida de energía por recortes de potencia o «clipping».

La multinacional traslada al mercado de la Unión Europea un bagaje técnico robusto acumulado en el ecosistema eléctrico de Australia, territorio donde este tipo de controles digitales ya desempeña un papel mandatorio para asegurar la viabilidad de la integración renovable de gran calado.

Como parte de sus vectores estratégicos de crecimiento a largo plazo, la organización ha incrementado sus inversiones y su presencia de mercado en el segmento de los Data Centers de alta densidad, una línea de negocio que experimenta una aceleración sin precedentes debido a la rápida expansión de los servicios basados en inteligencia artificial y las plataformas de computación de alto rendimiento.Para atender las rigurosas demandas energéticas de estas infraestructuras informáticas críticas, la compañía provee un ecosistema integrado que entrelaza la conversión de energía con el control de la refrigeración mediante el sistema AIPCS, un equipo de alimentación en media tensión que opera a 800 VDC y que disminuye drásticamente las pérdidas térmicas en los servidores de procesamiento de datos.

Esta arquitectura se complementa con variadores de frecuencia de media tensión del modelo XMV670, desarrollados para modular con alta precisión los flujos de los sistemas de enfriamiento industrial, garantizando la continuidad operativa y la resiliencia energética de los nodos digitales sin comprometer los indicadores de eficiencia del sistema eléctrico nacional.

La revocación de permisos ambientales de los parques solares Ticul A y B establece un precedente legal importante para el sector de energías renovables en México

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El diseño y la ejecución de la política de transición energética en la República Mexicana enfrentan el reto estructural de incorporar las dimensiones de justicia social, consulta indígena y preservación ecosistémica dentro de los modelos de planeación corporativa.

Las comunidades mayas de San José Tipcéh y Planchac, situadas en la región sur del estado de Yucatán, recibieron la notificación formal de la resolución administrativa que confirma la cancelación absoluta de los megaproyectos de generación fotovoltaica denominados Ticul A y Ticul B, cuya titularidad correspondía a las empresas Vega Solar 1, SAPI de CV y Vega Solar 2, SAPI de CV. El Centro Mexicano de Derecho Ambiental (Cemda) comunicó que este desenlace jurídico representa la culminación de siete años de litigio estratégico en los tribunales federales, logrando que los órganos judiciales ordenaran el cese inmediato de los efectos legales de las autorizaciones otorgadas de forma previa por la administración pública para la construcción de dichos complejos eléctricos.

La planeación técnica de las centrales solares canceladas proyectaba una vigencia operativa de 40 años sobre una superficie geográfica de 767.23 hectáreas que abarcaba tierras ejidales y de propiedad privada dentro de los límites territoriales de los municipios de Muna, Sacalum y Ticul. Las especificaciones del proyecto contemplaban el desmonte y remoción de la cobertura vegetal en 603 hectáreas de selva media para dar paso a la instalación de un millón 183 mil 500 paneles fotovoltaicos que proveerían una capacidad nominal combinada de 310.5 megavatios de potencia eléctrica.

La infraestructura del complejo incluía de igual forma el desarrollo de una subestación eléctrica elevadora de voltaje, una línea de transmisión de alta tensión conectada a la red nacional, una red secundaria de conducción de energía y un edificio central destinado a las actividades de operación y mantenimiento de los sistemas de captación solar.

El argumento central que sustentó la protección constitucional de las comunidades indígenas radicó en que la Evaluación de Impacto Ambiental fue procesada y dictaminada por la autoridad de manera separada, fragmentando de forma indebida el análisis de las afectaciones ambientales, sociales y culturales que la operación simultánea de ambos complejos solares generaría sobre el ecosistema peninsular. Los peritajes presentados durante el juicio demostraron que la subdivisión del análisis omitía impactos críticos como la fragmentación del hábitat natural, la pérdida de los servicios ambientales que la selva media aporta a la flora y fauna nativa, los daños severos a especies protegidas bajo las normas oficiales mexicanas y la alteración de las funciones de polinización desarrolladas por las poblaciones locales de abejas y murciélagos.

Asimismo, el estudio de impacto detectó riesgos de desabasto y afectación en la recarga natural del acuífero subterráneo, el incremento del riesgo de erosión ante el impacto de fenómenos hidrometeorológicos, el aumento microclimático de la temperatura local, la generación de residuos de manejo peligroso y la restricción del acceso físico al territorio tradicional de uso comunitario.

La cronología de la resistencia legal detalla que las comunidades mayas iniciaron su organización y presentaron las primeras demandas de amparo en el transcurso del año 2019, logrando detener de forma precautoria el arranque de las obras civiles de desmonte mediante una suspensión definitiva otorgada por un tribunal colegiado.

Finalmente, en cumplimiento estricto del fallo judicial de fondo, la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales notificó las resoluciones administrativas definitivas que invalidan los oficios que contenían las Autorizaciones de Impacto Ambiental y de Cambio de Uso de Suelo. La resolución es considerada por las organizaciones civiles como una reivindicación del derecho fundamental a un medio ambiente sano y una advertencia para que las futuras inversiones del sector energético adopten esquemas de consulta previa, libre e informada que respeten la autonomía de los pueblos originarios y la integridad de los recursos naturales del país.

El Departamento del Tesoro de Estados Unidos levanta parcialmente las restricciones al petróleo iraní por sesenta días en el marco de la cumbre de paz de Burgenstock.

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La reconfiguración del flujo comercial de los hidrocarburos en los mercados internacionales responde de manera directa a los movimientos de la diplomacia de alto nivel y a las necesidades de estabilización del suministro energético de las potencias industriales. El Departamento del Tesoro de los Estados Unidos ha emitido una nueva licencia de carácter general y temporal que autoriza de forma legal la producción, distribución logística y venta de petróleo crudo, así como de otros productos refinados derivados del petróleo de origen iraní, fijando un periodo de vigencia operativa de sesenta días que concluirá formalmente el 21 de agosto del presente año.

Esta relajación sustancial del régimen de sanciones económicas internacionales se concreta de manera inmediata tras la conclusión de la primera sesión plenaria de la cumbre para negociar la paz que se desarrolla actualmente en la localidad helvética de Burgenstock, marcando una pauta de distensión que modifica las previsiones de abasto para el periodo estival.

La resolución administrativa adoptada por las autoridades de Washington no representa una concesión unilateral, sino que se fundamenta en un esquema de compromisos recíprocos de alta trascendencia para la seguridad nuclear y la navegación comercial en el Golfo Pérsico. En el marco de las conversaciones bilaterales auspiciadas en Suiza, el gobierno de Irán se ha comprometido de forma explícita a salvaguardar un tránsito libre, abierto y exento de bloqueos militares para todas las embarcaciones de carga que navegan por el estratégico Estrecho de Ormuz, un cuello de botella logístico clave por donde se desplaza una porción sustancial del petróleo mundial.

De igual manera, las cláusulas del pacto obligan a las autoridades de Teherán a permitir el reingreso y despliegue sin restricciones de los inspectores técnicos pertenecientes al Organismo Internacional para la Energía Atómica (OIEA), garantizando la auditoría internacional de sus programas de desarrollo energético en el interior de sus fronteras.

La difusión oficial de estas medidas regulatorias corrió a cargo del secretario del Tesoro de los Estados Unidos, Scott Bessent, quien a través de los canales institucionales de comunicación ponderó el carácter productivo de los diálogos en curso y detalló los alcances del nuevo marco normativo de sesenta días que faculta la reinserción del crudo persa en los mercados occidentales.

Como reflejo directo del progreso alcanzado en las mesas de negociación, las agencias de monitoreo marítimo han reportado una reactivación ostensible del tráfico naviero en las inmediaciones del Estrecho de Ormuz, registrando el tránsito fluido de múltiples buques tanques durante los últimos días, incluyendo unidades de gran calado que navegan bajo el amparo de la bandera y el pabellón oficial de la República Islámica de Irán.

El proceso de mediación y facilitación del diálogo político que hizo posible este histórico acercamiento entre las delegaciones de Washington y Teherán ha sido coordinado por las cancillerías de Pakistán y Qatar, cuyos representantes diplomáticos emitieron pronunciamientos conjuntos para confirmar que el arranque de las sesiones en la sede suiza de Burgenstock se ha desenvuelto bajo un ambiente técnico positivo y constructivo, logrando avances significativos que justifican la implementación de este periodo de gracia comercial.

Con esta medida temporal de desbloqueo petrolero, la administración estadounidense introduce un factor de distensión en los precios internacionales de la energía, otorgando a las refinerías globales la oportunidad legal de diversificar sus fuentes de suministro pesado, mientras el entorno geopolítico evalúa si las condiciones de apertura marítima y supervisión nuclear de la OIEA logran consolidar un estatus de permanencia más allá del límite establecido para el mes de agosto.

Trane Technologies pone en marcha un sistema fotovoltaico de 5.9 megavatios en su planta de Monterrey para liderar la autogeneración de energía limpia en el sector industrial.

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El desarrollo de infraestructura orientada a la transición energética dentro de las cadenas productivas del norte de México consolida un avance fundamental para la competitividad industrial y el cumplimiento de las metas globales de descarbonización. La planta de Trane Monterrey, un complejo de manufactura localizado en el Parque Industrial Stiva dentro del municipio de Apodaca, Nuevo León, ha iniciado formalmente la operación de un avanzado sistema de autogeneración eléctrica basado en tecnología fotovoltaica.

Esta nueva instalación energética tiene la capacidad técnica de producir un aproximado de 9,300 MWh anuales de electricidad limpia, un volumen de generación que permitirá a la corporación abastecer cerca del 40 por ciento del consumo eléctrico total requerido para el sostenimiento de sus operaciones de manufactura pesada en el estado, disminuyendo la presión sobre la red eléctrica local y optimizando sus costos operativos corrientes.

La arquitectura técnica de este esquema de autogestión renovable requirió la instalación y despliegue coordinado de cerca de 10,000 paneles solares, distribuidos de forma estratégica sobre los techos y estructuras de tres de las cinco plantas operativas que dan forma a este importante complejo industrial de la entidad federativa.

De acuerdo con los registros financieros y de planeación de la organización, el desarrollo del proyecto fotovoltaico demandó una inversión de capital estimada en 7 millones de dólares, configurando una potencia instalada de 5.9 megavatios a través del montaje preciso de 9,993 celdas solares de alta eficiencia, una inversión que se suma de forma directa a la estrategia global de sostenibilidad de la matriz Trane Technologies para descarbonizar los procesos de manufactura automotriz y de componentes industriales en los mercados emergentes.

La puesta en marcha de estas soluciones de generación limpia no representa un esfuerzo aislado para la filial mexicana, sino que complementa y potencia las metas de un programa de eficiencia en el uso de la energía que la organización mantiene activo de manera ininterrumpida desde el año 2015.

La consistencia operativa y técnica de las instalaciones regiomontanas le ha permitido a la empresa asegurar la certificación internacional bajo la norma estándar ISO 50001:2018 en materia de gestión de la energía, validando la calidad de sus procesos internos. Asimismo, los esfuerzos de optimización de infraestructura civil se vieron recompensados durante los últimos dos años con la obtención de la certificación ambiental LEED O+M en su nivel de rango Silver para tres de los edificios principales que constituyen el centro industrial de Apodaca.

La estrategia integral de ahorro energético que antecede al despliegue de los paneles solares incorpora tecnologías de punta para la supervisión analítica de los activos del complejo industrial. Entre las adecuaciones técnicas previas destacan los sistemas de automatización avanzada empleados para modular el consumo eléctrico y la temperatura de las líneas de producción mediante la plataforma Tracer SC, una herramienta de control digital complementada con recubrimientos y materiales de aislamiento térmico instalados en los muros y techumbres de las naves de manufactura.

Trane opera de forma global en los mercados de climatización y refrigeración, utilizando su planta de Monterrey como un centro estratégico para la fabricación y distribución de equipos comerciales e industriales de calefacción, ventilación y aire acondicionado que responden a las más altas exigencias de sustentabilidad contemporánea.

Las exportaciones petroleras de Venezuela crecieron 144% en el primer semestre, con Estados Unidos e India como principales destinos.

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La dinámica del mercado internacional de los hidrocarburos pesados registra una transformación acelerada en los canales de distribución del continente americano. Los volúmenes de exportación marítima procedentes de las terminales de Venezuela experimentaron un incremento del 144 por ciento entre el inicio de enero y mediados de junio del presente año, una tendencia alcista que ha concentrado la atención de las firmas de consultoría y los analistas especializados en la logística del transporte marítimo global.

Un informe técnico elaborado por la firma de datos sectoriales Signal Ocean detalla que este comportamiento comercial representa el sexto mes consecutivo de expansión para las ventas externas de la nación sudamericana, revirtiendo los márgenes de contracción previos y reinsertando flujos masivos de energía en los circuitos de refinación de las economías más grandes del planeta.

Las herramientas de medición estadística de la empresa evaluadora señalan que, tomando como base un promedio móvil de siete días para suavizar las fluctuaciones operativas de los puertos, el volumen mensual de hidrocarburos transportados por barcos cisterna se elevó desde los 0.62 millones de barriles diarios reportados durante el primer mes del año hasta alcanzar una cifra cercana a los 1.5 millones de barriles hacia mediados del mes de junio.

Los analistas de Signal Ocean atribuyen de forma directa este incremento a dos factores estructurales concurrentes, siendo el primero de ellos la paulatina reactivación operativa de los campos de extracción en el territorio venezolano y, en segundo término, las políticas de flexibilización regulatoria implementadas por el gobierno de los Estados Unidos mediante la emisión y prórroga de licencias especiales para el desarrollo de actividades energéticas integradas en dicho país.

El análisis pormenorizado de los cargamentos despachados desde las costas venezolanas indica que el petróleo crudo concentró el 92 por ciento de la capacidad total de transporte utilizada durante el semestre, dejando el 8 por ciento restante al segmento del fuel oil y otros residuos pesados de refinación.

El repunte comercial alcanzó su cota máxima a principios del mes de mayo, periodo en el cual los despachos diarios superaron de forma momentánea la barrera de los 2 millones de barriles, contribuyendo a que el promedio diario acumulado en lo que va del año se sitúe en torno a los 1.10 millones de barriles, un indicador de rendimiento que representa prácticamente el doble del promedio anual consolidado que el sector energético del país reportó de manera oficial durante los ejercicios correspondientes a los años 2024 y 2025.

En lo referente a la geografía de los destinos de exportación, los mercados de América del Norte y Asia consolidaron su posición como los compradores prioritarios del hidrocarburo venezolano durante la primera mitad del año. Los Estados Unidos lideraron las adquisiciones corporativas al concentrar el 44.7 por ciento de todos los envíos marítimos registrados en el semestre, un factor que subraya la complementariedad técnica de las refinerías instaladas en la costa del Golfo de México para procesar crudos de alta densidad.

La República de la India se colocó como el segundo comprador de relevancia global al capturar el 17.8 por ciento de los cargamentos enviados, mientras que el archipiélago de Bahamas se adjudicó el 10.5 por ciento de los volúmenes totales del periodo, operando de manera recurrente como un nodo de almacenamiento, transferencia y distribución logística hacia otros mercados internacionales.

Iberdrola replantea la ingeniería del proyecto Green Meiga y traslada la inversión de su planta de metanol verde a Huelva para garantizar la viabilidad del activo.

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La toma de decisiones de inversión dentro del mercado internacional de los combustibles sintéticos y la química verde exige una evaluación rigurosa de las variables logísticas, el suministro de materias primas y los costos de construcción. Iberdrola ha modificado el esquema geográfico de su anunciado proyecto Green Meiga, descartando la ubicación en el municipio de Begonte, situado en la provincia de Lugo, para relocalizar la futura planta de producción de metanol verde en el polo industrial de Huelva.

La documentación oficial de la compañía eléctrica detalla que, tras la conclusión de las ingenierías básicas y un minucioso análisis de rentabilidad, el cuerpo directivo determinó la necesidad de implementar modificaciones estructurales en la localización para salvaguardar el rendimiento financiero y operativo del activo a largo plazo, extinguiendo la posibilidad de ejecutar los 500 millones de euros de inversión originalmente planeados en la comunidad autónoma gallega.

La infraestructura petroquímica proyectada cuenta con una asignación de fondos públicos de financiación por un monto de 122.9 millones de euros, una inyección de capital diseñada para sostener el desarrollo de un complejo industrial con capacidad para procesar y entregar 100,000 toneladas anuales de metanol de origen renovable.

De acuerdo con las proyecciones de la corporación energética, el inicio de la actividad comercial del complejo andaluz se encuentra fijado para el año 2029, un horizonte temporal que activará una fuerte dinámica laboral en la región al estimarse la generación de hasta 6,000 puestos de trabajo durante los picos de la fase de construcción civil, seguidos por la creación de 426 empleos estables entre plazas fijas, temporales y puestos inducidos una vez que comience la fase formal de explotación química.

Esta transferencia de capital hacia el sur de la península ibérica modifica las previsiones de la política industrial del noroeste de España, donde el proyecto Green Meiga ya había sido catalogado formalmente como una inversión de interés estratégico por parte de la Xunta de Galicia debido a su proyección de arrastre económico.

Como parte de la reestructuración del modelo de negocio, el convenio revisado entre los socios fundadores no solo traslada las coordenadas de la planta, sino que amplía la base del consorcio industrial mediante la incorporación formal de Magnon, la división especializada en energías renovables y gestión de biomasa perteneciente al Grupo Ence, la cual sumará sus capacidades operativas a los esfuerzos inicialmente coordinados entre Iberdrola y la firma Foresa.

La carrera por el dominio del mercado del alcohol metílico limpio responde a las múltiples aplicaciones que posee este compuesto orgánico dentro de las cadenas globales de manufactura avanzada y la movilidad cero emisiones. El metanol se consolida como un insumo de alta demanda internacional gracias a sus propiedades físicas para actuar como disolvente industrial y agente anticongelante, sirviendo de base química indispensable para la síntesis de resinas, plásticos, tableros de madera prensada, componentes para el sector de la construcción y, de manera más reciente, como el bloque fundacional para la elaboración de combustibles sintéticos marinos, una versatilidad comercial que Iberdrola planea capitalizar desde su nuevo emplazamiento logístico para abastecer la demanda europea de descarbonización energética.

¿A cualquier precio?

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Por Dr. Claudio Rodríguez Galán

Se ha terminado con éxito la asignación de proyectos bajo la primera convocatoria de proyectos mixtos convocada por el Gobierno de México . Suficiente se ha dicho sobre el volumen originalmente planteado frente a lo asignado, sobre las empresas adjudicadas, su perfil, sobre los proyectos, los problemas enfrentados, las soluciones, la bancabilidad, los modelos, el apetito, todo.

Para obviar innecesarias repeticiones de buenos articulistas, todos buenos amigos, queremos hacer un análisis que, así lo entendemos, nadie ha hecho hasta ahora.

Empezaré por recordar un artículo previo de mi autoría donde reiteré que la concentración impulsada bajo el eslogan de prevalencia del Estado podría tener efectos no deseados, cuestionando expresamente si eso debía ser a costa de cualquier precio.

Lo que dije entonces lo desarrollo ahora, pues pareciera que se confirma la hipótesis.

Veamos.

En la Subasta de Largo Plazo de 2016 en México, los precios adjudicados reflejaban el inicio de un mercado eléctrico liberalizado con una fuerte presión competitiva entre desarrolladores renovables. En esa segunda subasta de 2016, el precio promedio del “paquete” (energía más certificados de energía limpia) se situó alrededor de 34 USD/MWh, mientras que el componente específico de energía eléctrica alcanzó aproximadamente 19 USD/MWh, con los certificados en torno a 12 USD/CEL. Estos precios fueron considerados extremadamente bajos a nivel internacional en su momento, impulsados por un diseño altamente competitivo, la mejor tecnología del momento, una fuerte participación internacional y condiciones de financiamiento favorables bajo contratos a largo plazo con riesgo prácticamente soberano (CFE Suministro Básico como off-taker, pero sin participación en los proyectos).

La reforma sectorial del 2024 y 2025 prohibió expresamente las Subastas de Largo Plazo, lo que se refleja en que CFE Suministro Básico no cuente ya con las mejores condiciones de contratación a precios bajos históricos y, con ello, que los Usuarios Básicos no pudiesen verse beneficiados potencialmente de energía barata récord . Decisiones humanistas y justicia energética, le llaman.

En contraste, hacia 2026, el contexto de precios en contratos de energía renovable, incluidos los nuevos esquemas de desarrollo mixto impulsados por CFE, muestra una estructura distinta y más costosa.

Como referencia latinoamericana y aunque no existe aún un precio único público consolidado como en aquellas subastas, las referencias recientes indican que los PPAs solares y eólicos a nivel internacional se sitúan en rangos de aproximadamente 35 a 40 USD/MWh dependiendo del mercado y el riesgo, y en Latinoamérica siguen observándose valores competitivos generalmente por debajo de 30 USD/MWh en los mejores casos.

En contraste, los nuevos esquemas mixtos en México, que garantizan compra a largo plazo por parte de la CFE y, por los resultados ya publicados, ofrecen estructuras financieras, tienen un reparto de riesgos y retornos diferente al de las subastas originales. Esto implica que los precios actuales suelen incorporar mayores primas de riesgo, estructuras financieras más complejas, distintos costos financieros y, en algunos casos, expectativas de rentabilidad explícitas para el socio privado. Todo eso se traduce en costos y finalmente, en precio.

Los precios promedio de esquemas mixtos asignados van de 50 USD/MWh a 70 USD/MWh. Pero el costo es por ideología y no por costo de desarrollo, construcción y operación de las plantas. ¿Por qué?

Porque desde el punto de vista de los componentes de costo, lo más relevante es que la tecnología base (especialmente solar fotovoltaica y eólica) sí ha sufrido una reducción estructural muy significativa desde 2016. A nivel global, el costo de generación solar ha caído en torno a un 90% desde 2010 y el de la eólica de forma también muy relevante, debido a mejoras tecnológicas, economías de escala y reducción de costos de equipos. Asimismo, el costo del capital invertido por watt instalado en solar ha descendido drásticamente, pasando de varios dólares por watt a alrededor de 0.4-0.5 USD/Wp, lo que reduce el coste nivelado de electricidad (LCOE).

Este abaratamiento de componentes es el principal motivo estructural por el que los precios de generación renovable tienden a ser más bajos hoy que hace una década a nivel global, pero no se ha traducido en los esquemas mixtos.

Esto se explica por varios factores. En primer lugar, el diseño de las subastas de 2016 estaba fuertemente optimizado para minimizar precio, con competencia extrema y condiciones homogéneas, lo que llevó a ofertas muy agresivas por parte de desarrolladores que buscaban entrar al mercado. En cambio, los contratos actuales (incluidos los esquemas mixtos) son más flexibles, con estructuras individualizadas y objetivos de retorno definidos, lo que reduce la presión competitiva directa sobre el precio.

En segundo lugar, el coste del capital y el entorno macroeconómico han cambiado significativamente en México . Factores como el aumento de tasas de interés (global), la incertidumbre regulatoria, la reforma judicial, la incertidumbre legal y el incremento del costo de financiamiento (soberanamente mexicano) hacen que los proyectos requieran precios más altos para ser viables.

El tercer factor y, para mí, el más importante, es la asignación de riesgos. En las subastas de 2016, gran parte del riesgo estaba absorbido por la estructura del mercado (contratos estandarizados, comprador estatal, visibilidad a largo plazo). En los esquemas actuales, incluyendo coinversiones con CFE, el reparto de riesgos es más complejo, incluyendo riesgos de construcción, operación, mercado, regulación y ser minoritario en una sociedad, lo que eleva el precio requerido por los inversionistas.

Finalmente, también es verdad que los nuevos modelos incluyen elementos adicionales de valor no presentes en 2016, como flexibilidad operativa, integración con almacenamiento, o esquemas híbridos, lo que también modifica la estructura de precios.

En conclusión, aunque los costos tecnológicos de generación renovable han seguido disminuyendo de forma muy significativa desde 2016, los precios contractuales actuales no reflejan esa reducción debido a cambios ideológicos en el diseño de mercado, el costo del capital, la asignación de riesgos, el debilitamiento institucional y el contexto de tener a un socio que no aporta capital, pero quiere una rebanada grande del pastel; cuesta.

La diferencia de costo y precio es, en resumen, el costo de la ideología implementada. Total, CFE ya no es ni tiene obligación de ser una empresa productiva, otro cambio implementado en el 2025 con cargo al contribuyente por justicia energética o soberanía; ya no lo sé.