La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la perforación del pozo Yaxché-401EXP, un proyecto de Pemex Exploración y Producción, ubicado en aguas someras frente a la costa de Tabasco. Este proyecto busca extraer aceite mediano en el Mioceno Superior, con una trayectoria de perforación en forma de “J” que alcanzará una profundidad total de 4,979 metros bajo el nivel del mar.
El pozo se encuentra a 9 kilómetros del puerto de Dos Bocas y forma parte del Plan de Exploración aprobado en julio de 2024. Pemex estima que los recursos prospectivos con riesgo son de 6.72 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico del 48%.
El proyecto, con un costo total de 53.15 millones de dólares, se dividirá en dos fases: 75 días de perforación, del 18 de octubre al 31 de diciembre de 2024, y 33 días para la terminación, del 1 de enero al 2 de febrero de 2025. En caso de éxito, se realizarán pruebas de producción para evaluar la calidad del hidrocarburo.
Iberdrola busca impulsar la descarbonización de la industria aeroespacial mediante soluciones innovadoras. La coordinadora Regional de Iberdrola México, María Fernanda Torres Mondragón, destacó que la empresa, con 25 años en el país, está trabajando en proyectos de generación de hidrógeno y energías renovables como smart solar.
Durante el webinar «Iberdrola México: Camino a la transición energética del sector aeroespacial», organizado por la Federación Mexicana de la Industria Aeroespacial (Femia), Torres Mondragón subrayó la importancia de ofrecer soluciones a medida para ayudar a las empresas a reducir sus emisiones. La ingeniera invitó a las compañías del sector a electrificar sus procesos industriales para ser más sustentables y optimizar costos.
La compañía planea invertir 150,000 millones de euros entre 2024 y 2030 en energías renovables, incluyendo solar, eólica y térmica. Esto forma parte de un esfuerzo mayor para desarrollar redes inteligentes que faciliten la transición energética.
Iberdrola ha sido un actor clave en el mercado eléctrico mexicano, y sus soluciones incluyen generación solar distribuida, hidrógeno verde y proyectos de infraestructura eléctrica. La transición a energías limpias no solo tiene beneficios económicos, sino que también contribuye a la reducción de gases de efecto invernadero, alineándose con las expectativas de los grandes fondos de inversión en términos de sostenibilidad.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) informó que las inversiones en los 106 contratos de operadores privados y Pemex sumaron un total de 17 mil 094 millones de dólares al mes de julio de 2024. Este repunte en las inversiones, que incluyen contratos de exploración y producción de hidrocarburos, ocurre después de un periodo de desaceleración en 2022, producto de la falta de nuevas rondas de licitación.
El reporte del regulador detalla que las inversiones aumentaron 1.33% entre junio y julio de 2024. Las principales áreas con inversión son Amoca, Miztón y Tecoalli, operadas por Eni, con 3 mil 090 millones de dólares, seguidas por Ek Balam, bajo la operación de Pemex, con 2 mil 968 millones.
En 2024, los campos con más inversión fueron Amoca, Tecoalli y Miztón, que registraron 685 millones de dólares, seguidos por Ek-Balam con 296 millones y Trion con 219 millones.
Aunque el ritmo de inversión se desaceleró en 2022, la tendencia se revirtió en 2023, cuando se alcanzaron los niveles más altos desde la reforma energética de 2013, con 3 mil 074 millones de dólares ejercidos. Las cifras de 2024 reflejan un avance positivo en la ejecución de los contratos, sumando mil 963 millones hasta julio.
El Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH) muestra que la mayoría de las inversiones se concentraron en 2023, mientras que los contratos migrados de Pemex continúan siendo un factor clave en el panorama actual.
TotalEnergies ha anunciado la extensión de su acuerdo con la empresa energética china CNOOC, garantizando el suministro de 1.25 millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) al año hasta 2034. Este acuerdo, clave para la transición energética de China, refuerza el rol de TotalEnergies en el creciente mercado chino, el mayor importador mundial de GNL.
El gas natural es fundamental para la descarbonización de China, reemplazando al carbón y ayudando a mitigar las intermitencias de las energías renovables. Gregory Joffroy, vicepresidente sénior de GNL en TotalEnergies, destacó que esta ampliación permitirá reducir la exposición a la volatilidad del mercado spot del gas.
Además, la extensión de este acuerdo fortalece la posición de TotalEnergies en Asia, consolidando su estrategia global de crecimiento en GNL y su compromiso con soluciones energéticas sostenibles.
América Latina anticipa un crecimiento del 10 al 15 % en la industria solar durante 2025, manteniendo el impulso del presente año, según Sergio Rodríguez, gerente de servicio de Solis, uno de los principales fabricantes de inversores fotovoltaicos a nivel mundial.
Los líderes en producción solar en la región son Brasil (45 GW), México (3.3 GW), Chile (3 GW) y Colombia (1.9 GW). Además, países como Panamá, Costa Rica y El Salvador están mostrando un aumento en la adopción de esta tecnología debido a los altos precios de otras fuentes energéticas.
Rodríguez señala que el autoconsumo se presenta como una opción viable para reducir costos en las facturas eléctricas. Para Centroamérica y el Caribe, se espera un incremento de hasta el 25 % en el sector solar, impulsado por naciones como Guatemala y Honduras.
En el primer semestre de 2024, Solis envió 13.3 GW de inversores solares globalmente, un aumento del 5 % respecto al año anterior, destacando que en México la empresa ha proporcionado 1.5 GW, casi el 50 % del mercado local.
Recientemente, Solis alcanzó un hito histórico al superar los 100 GW en envíos acumulados a nivel global, un logro que eclipsa la producción de energía solar combinada de Brasil y México. Este crecimiento resalta el potencial de la energía fotovoltaica como solución sostenible en la transición energética y la reducción de costos, según organizaciones como las Naciones Unidas.
La Procuraduría Federal del Consumidor (Profeco) ha inmovilizado bombas en una gasolinera de Monterrey, Nuevo León, tras detectar que esta estación robaba 189.39 mililitros de combustible por cada 20 litros despachados. Esto representa un faltante del 0.95% en cada transacción. Las irregularidades fueron reveladas en el reporte semanal “¿Quién es quién en los precios de los combustibles?”.
El titular de la Profeco, David Aguilar Romero, enfatizó que estas prácticas perjudican a los consumidores, asegurando que las verificaciones a nivel nacional continuarán para garantizar un servicio justo y transparente.
Adicionalmente, la gasolinera Servicio Costa Esmeralda S.A. de C.V., en San Pedro Mixtepec, Oaxaca, fue reportada por obstruir la verificación de sus instalaciones, lo que podría ocultar irregularidades en su servicio. Durante la semana del 6 al 12 de septiembre, Profeco atendió 362 denuncias y realizó 384 visitas de verificación, encontrando que 218 gasolineras cumplían con las normativas sin irregularidades.
Emerson se ha incorporado a la iniciativa Margo de la Linux Foundation, un esfuerzo diseñado para establecer estándares abiertos que faciliten la integración de aplicaciones, dispositivos y software de orquestación en entornos de automatización industrial de múltiples proveedores.
La iniciativa Margo tiene como objetivo abordar los desafíos que enfrentan los fabricantes al implementar una digitalización avanzada, especialmente la integración de dispositivos y aplicaciones de diferentes tecnologías. A través de la creación de implementaciones de referencia prácticas, estándares abiertos y herramientas de prueba, busca simplificar el proceso de construcción y operación de entornos industriales complejos.
Peter Zornio, CTO de Emerson, señaló que el edge moderno es fundamental para la arquitectura de automatización de próxima generación, ya que permite el acceso a datos y computación en el lugar donde son más necesarios. Según Zornio, el éxito de la implementación dependerá de la adopción de estándares abiertos que favorezcan la interoperabilidad.
La iniciativa Margo complementa la visión de Automatización Sin Límites™ de Emerson, que se enfoca en eliminar los silos de datos y optimizar el uso de la computación, ya sea en campo, en el edge o en la nube. Emerson se une a otros proveedores de automatización como miembro del consejo para desarrollar estándares de interoperabilidad abiertos y seguros.
Margo representa una colaboración significativa en la industria para definir mecanismos que permitan la orquestación interoperable de aplicaciones y dispositivos en el edge, contribuyendo a la transformación digital de los fabricantes.
Hoymiles, empresa china especializada en soluciones de energía solar fotovoltaica, ha abierto su primera planta fuera de China en Nuevo León, México. La nueva instalación, ubicada en el parque industrial Vynmsa en Apodaca, ocupa 6,700 metros cuadrados y ya emplea a 170 personas. Su capacidad de producción inicial es de 500,000 microinversores anuales, con planes para duplicar esta cifra en el futuro.
La planta de Hoymiles representa un hito en la estrategia de expansión global de la compañía y subraya su compromiso con la transición hacia la energía renovable en América del Norte y América Latina. Según Yang Bo, director ejecutivo de Hoymiles, la planta será esencial para satisfacer la creciente demanda de soluciones solares y de almacenamiento de energía en la región.
En el contexto de inversiones extranjeras en Nuevo León, el estado ha confirmado 287 proyectos de Inversión Extranjera Directa (IED) desde octubre de 2021, con una inversión total de 67 mil millones de dólares y la generación prevista de 277 mil empleos, según Iván Rivas, Secretario de Economía del Estado.
Después de al menos cuatro inauguraciones de la refinería Olmeca, en agosto de 2024 se dio a conocer la producción de poco más de 30 mil barriles diarios de petrolíferos, de los cuales 21 mil corresponden a diésel y 8 mil a coque, de acuerdo con información de Petróleos Mexicanos (PEMEX). Luego de dos años en los que se prometió que Dos Bocas procesaría 340 mil barriles en su operación máxima -en septiembre de este año-, el escenario actual presenta inconsistencias, no solo en la anunciada soberanía energética, sino en infraestructura y costos.
En 2022, el Sistema Nacional de Refinación (SNR), conformado por las seis refinerías existentes, tenía una capacidad de refinación de aproximadamente 1.5 millones de barriles por día (bpd), aunque su utilización efectiva se ha visto afectada debido a diversos factores, como la falta de mantenimiento y problemas técnicos. En ese año, el SNR procesó aproximadamente 800 mil bpd, lo que refleja un 53% de su capacidad total.
Al día de hoy, se habla de que el SNR tiene rangos de utilización inferiores al 40% y procesa ~900 mil bpd de crudo; de estos, ~40% corresponde a combustóleo, ~30% a gasolina y ~29% a diésel, lo que indica una necesidad de contar con otras fuentes que proporcionen al país el producto requerido para su mercado.
De acuerdo con Erick Sánchez, analista especializado en la industria energética, el hecho de que Dos Bocas hoy produzca exclusivamente diésel, y que se mantenga así en el futuro a mediano plazo, no forzosamente representa falta de eficiencia, sino un inadvertido acierto frente al mercado.
“Produces los volúmenes que dejan márgenes y produces lo que más te deja valor”, explica en entrevista para Global Energy.
Por otra parte, el ingeniero Carlos Flores, especialista en el sector energético, considera que, en el caso específico de la intención de producir gasolina, el gobierno actual debió analizar y sopesar las fuentes de suministro disponibles para México:
“escenario A, procesar internamente; hacerlo con las ineficiencias que ya conocemos y obtener lo que necesitamos. Escenario B, importarlo desde Estados Unidos, sabiendo que es un producto de menor costo y mayor calidad”.
Dicha decisión fue tomada como un incentivo por alcanzar la “soberanía energética”, algo que, de acuerdo con Carlos Flores, no era necesario en este momento, ya que México tiene fuentes de suministro, infraestructura propia y una posición geográfica estratégica; por lo tanto, hay un nivel bajo de riesgo, considerando que Estados Unidos suministra los productos que necesita nuestro país, son de buena calidad y lo hace a un precio razonable.
“La soberanía no tendría que haber sido el foco principal o el motivo de las decisiones de negocio, debieron ser otros factores”.
Falta la mitad y falta infraestructura
Actualmente la refinería Olmeca cuenta con uno de los dos trenes de refinación proyectados, lo que representa una capacidad de procesamiento de 170 mil bpd durante su operación máxima con la infraestructura existente y, a partir de ahí, habrá un margen resultante en producción. En un escenario en el que el enfoque sea únicamente procesar crudo para producir gasolina, Erick Sánchez considera que, con la capacidad de Dos Bocas, se obtendrían aproximadamente 150 mil bpd considerando las dos vías de procesamiento; es decir, alrededor de 75 mil barriles con un tren. No obstante, como se mencionó al inicio, la primera producción fue de poco más de 30 mil bpd.
Antes de pensar en que Dos Bocas procese a su máxima capacidad y produzca los combustibles que requiere el mercado, es importante resaltar que uno de los elementos principales para su operación es el gas natural, primordial para energizar los procesos y subprocesos de la refinería.
“No tener los volúmenes necesarios de gas es una relación cara a cara en la que no puedes incrementar la capacidad de procesamiento de una refinería”, comenta Erick Sánchez.
La falta de materia prima -gas natural- y la falta de acceso a ella, constituyen algunos de los principales obstáculos para incrementar el volumen de procesamiento en la refinería, por lo que la entrada en operación del gasoducto Puerta al Sureste se visualiza como la opción más cercana hacia el corto plazo; en caso contrario, la solución se mueve hacia las importaciones, explica el analista.
“El primer paso a resolver es la disponibilidad del gas para incrementar su capacidad de procesamiento. Pero incluso tomando por cierto que hayan sido 30 mil barriles de producción en el último mes, esto indica que, teniendo un solo tren, este no funciona al 100%”.
No obstante, la política energética actual dicta que el país debe reducir sus importaciones y, en este punto, Carlos Flores comparte algunos de los factores que considera más adecuados que la búsqueda de la soberanía, como aplicar mecanismos que incentiven la electrificación del parque vehicular, o destinar e invertir un presupuesto específico en la rehabilitación del SNR.
“Si no quieres importar de Estados Unidos, mejora y haz más eficiente el sistema de refinación; sin embargo, eso sucedió solo de manera marginal en los últimos seis años”, explica en entrevista.
En línea con la opción de electrificar el parque vehicular en nuestro país, surge también la necesidad de contribuir a reducir la contaminación y transitar a una industria más limpia y eficiente. En este sentido, Erick Sánchez comenta que, aunque el desempeño de las refinerías sí representa un problema en cuanto a la producción de combustóleo, no es su principal origen; es decir, en el periodo 2012-2018 había importaciones e intercambios de crudo para obtener el ideal para refinar en el SNR.
“En las refinerías no solamente se ingresa crudo y se obtienen productos, hay especialistas que encuentran la fórmula ideal del petróleo entre calidades, hablando de grados API, densidades, para que de acuerdo con cómo se diseñó y construyó la refinería, dé el mayor volumen de productos”.
Sin embargo, la decisión de reducir importaciones durante la actual administración (y la siguiente) establece que PEMEX refine el crudo que se produce en territorio nacional, lo que llevó a que la eficiencia de las refinerías disminuyera.
“Dos Bocas está diseñada para procesar crudo pesado, a diferencia del resto del SNR, que fue diseñado para procesar crudo ligero. Con esto, se esperaría que su eficiencia sea más adecuada, porque no necesita mayores adecuaciones, fue pensada en lo que hoy se produce”, explica el especialista.
Y aunque esto a simple vista podría parecer una noticia positiva, los expertos consultados por Global Energy coinciden en que un proyecto de tal magnitud, en infraestructura y costo, en el futuro a mediano y largo plazo puede ser un error técnico, ya que las refinerías no deberían construirse con la producción que se tiene actualmente, sino con la producción correspondiente al tiempo de vida de la instalación.
“Antes de una actualización mayor, una refinería tendrá ~30 años de vida, deberían estar pensando entonces en la producción que vamos a tener hacia ese tiempo”, comenta Erick Sánchez.
Una mala proyección
A nivel global, hay una tendencia en donde se produce cada vez menos crudo pesado. En México se debe a que la exploración se reorientó a los campos terrestres que producen condensados, ligeros y gas natural, como el caso de los campos Ixachi y Quesqui que, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), en julio de este año produjeron 220 mil barriles diarios de hidrocarburos líquidos (petróleo y condensado) y poco más de mil millones de pies cúbicos diarios de gas natural.
“Si construimos una refinería y la canasta de esos campos es la que está creciendo, mientras declinan Ku Maloob Zaap y Cantarell, que es de donde vienen los pesados, tendrían que haber pensado en apostar a procesar el crudo que vamos a tener en los siguientes 10 o 20 años, no en el que tienes hoy y probablemente decline hasta hacerse marginal”, indica Erick Sánchez.
Carlos Flores, por su parte, considera que “de ahí la relevancia de la política energética implementada durante el sexenio de Peña Nieto. La Reforma Energética de 2013 impulsó las rondas petroleras, cuyo resultado sería la exploración y extracción de crudo adicional. En este caso, primero era encontrar nuevas fuentes de suministro de crudo y después determinar las características de una nueva refinería, si es que era necesaria”.
Considerando que el único volumen de crudo que México puede refinar es el producido por Pemex, actualmente hay un déficit. En promedio, de acuerdo con la producción de crudo de los últimos tres meses reportados por la CNH (mayo, junio y julio), México produce 1.5 millones de barriles diarios, mientras que el SNR, sin contar a la refinería Olmeca, tiene capacidad para procesar 1.6 y podría llegar hasta 1.9 millones.
De entrada, el reto de PEMEX y del Estado es mejorar el estado del SNR para alcanzar su capacidad máxima de procesamiento y, de acuerdo con Erick Sánchez, “conseguir 2 millones de barriles de producción que hoy no se tienen. Hay 1.5 millones y 500 mil barriles son mucho para lograr, ya no diría en uno o dos años, sino en un sexenio, es algo retador”.
Asimismo, indica que la demanda de gasolina en México se ha mantenido constante, con ~900 mil barriles diarios, y se esperaría que suba al menos a un millón en un futuro a mediano plazo; sin embargo, la producción de este combustible en el SNR ronda los 200 mil barriles, por lo tanto, no solo se necesitan 800 mil barriles de gasolina, sino elevar la producción de crudo en hasta 3 millones de bpd y esto requeriría más refinerías.
“Es utópico, hay muchos puntos desconectados que harían falta para lograr estas metas”.
Por su parte, Carlos Flores indica que se estima un pico de demanda de hidrocarburos hacia el periodo 2026-2027 y, posteriormente, se espera un declive en ésta y la necesidad de gasolinas, diésel y otros petrolíferos.
“Si estamos haciendo una inversión de tantos miles de millones de dólares, y esa inversión es para 20, 30 o 50 años, la justificación es que debería de haber un incremento en la demanda de gasolina, pero no la va a haber, vamos en el camino contrario”.
Una refinería en la transición
Es imposible hablar de la industria energética sin considerar la transición hacia una industria más limpia. Considerando que la primera producción de la refinería Olmeca fue mayormente diésel, y se estima que el 30% de la producción total sea este combustible, Carlos Flores plantea que, una vez que Dos Bocas opere por completo, el mercado tendrá entre 100 y 120 mil barriles diarios adicionales de diésel, y la necesidad de colocarlos para su venta. Sin embargo, el aumento en la demanda de dicho petrolífero sí parece ir en aumento, ya que el parque vehicular ligero y pesado muestra una tendencia hacia la migración al uso de diésel.
Por otro lado, Erick Sánchez coincide en que la demanda de dicho combustible irá en aumento, no solo por el lado del transporte, sino por su uso en sistemas industriales. No obstante, junto con el incremento en la demanda, crecen dos tendencias: el cambio a sistemas que utilizan diésel con menos emisiones, y la instalación de sistemasespecializados que limpian dichas emisiones.
A pesar de que la producción de este petrolífero en Dos Bocas incluye la producción de diésel ultra bajo azufre (DUBA), en este punto los expertos aclaran que el proceso de refinación todavía no se lleva a cabo por completo en la refinería Olmeca, ya que esto sería desde la llegada del crudo hasta la obtención de cualquier subproducto.
Carlos Flores aclara que “es un uso intermedio del proceso, porque la primera parte del procesamiento de crudo se hace en Ciudad Madero, de ahí se obtiene un producto medianamente procesado y eso es lo que se lleva a Dos Bocas, en donde se hace la segunda mitad del proceso”.
Asimismo, Erick Sánchez señala que la producción de DUBA conecta con la oportunidad del Estado de reducir la necesidad de importaciones, mientras aprovecha y se alinea con las necesidades de mercado.
“Una vez que Dos Bocas esté en línea con el transporte de crudo, y si se enfoca en producir DUBA, que tiene la capacidad de hacerlo, estaría alineándose con las necesidades del mercado. El gran reto es que hoy esa es la única refinería que tendría, una vez operativa comercialmente, la capacidad de producir diésel en estas especificaciones”.
Más allá del DUBA, Carlos Flores considera que la refinería Olmeca también tiene la oportunidad de contribuir a la transición energética a través del uso de hidrógeno verde en sus procesos, sustituyendo al hidrógeno gris para asegurar que sea menos contaminante. Sin embargo, esta tecnología todavía es emergente y poco rentable, por lo tanto, es viable solo a largo plazo.
La segunda opción es la captura de carbono a través de la instalación de tecnologías que reduzcan el volumen de emisiones contaminantes.
“Eso es lo más factible, lo que deberíamos hacer si es que a la refinería le interesara la parte ambiental, si quisiera colaborar con los esfuerzos para detener el cambio climático”.
Lo que pudo ser
De acuerdo con cifras oficiales, la inversión para construir la refinería Olmeca es, hasta la fecha, de 17 mil millones de dólares, y sigue en aumento, porque se estima que el segundo tren de refinación se concluya durante la segunda mitad del año 2025 y este debe entrar en fase de pruebas, lo que implica un costo adicional.
Frente a este panorama, Carlos Flores asegura que otros de los factores a considerar previo a la construcción de la refinería, además de la electrificación del parque vehicular y la optimización y modernización del SNR, debieron ser la apuesta a tener nuevas fuentes de petróleo -como las rondas petroleras-, y explorar la industria de la petroquímica, en donde en lugar de producir combustibles, el enfoque fueran los productos derivados del petróleo, como pinturas, polímeros y fertilizantes, asegurando la demanda hacia el futuro.
Fuera de ello, el experto no visualiza un panorama rentable respecto a la eficiencia de la refinería Olmeca en el mediano y largo plazo.
“No se puede minimizar costos porque la refinería es nueva, y tampoco se puede incrementar el ingreso porque va en contra del discurso actual, yo creo que la refinería está condenada a ser un proyecto que no retorna su inversión”.
Desde la perspectiva de Erick Sánchez, el gas natural sigue siendo la apuesta primordial para que Dos Bocas tenga un futuro más prometedor.
“Deberíamos validar la infraestructura de transporte y la accesibilidad al gas natural, pero tendría que verse un piso de política pública energética hacia donde nos empuja la realidad. Al menos en un inter, vamos a seguir dependiendo de importaciones, pero hay que definir las iniciativas: para incrementar la producción en Dos Bocas, para la estimulación de la producción de crudo, o si vamos a habilitar las técnicas necesarias para incrementar la producción nacional de gas natural y con eso solventar”, explica.
La refinería Olmeca empezó como un proyecto acelerado y al día de hoy, desde la perspectiva de los analistas expertos consultados por Global Energy, todavía no cuenta con las suficientes herramientas para ser exitoso. No obstante, el mercado energético nacional puede darle la capacidad de alinearse a sus necesidades para generar rendimientos o reducir las pérdidas que hoy tiene Pemex Transformación Industrial.
“El concepto que se debería eliminar es el de las metas volumétricas; es decir, producir más es quizás uno de los factores que llevó a incrementar las pérdidas en la operación de Pemex TRI”, concluye Erick Sánchez.
BlackRock ha entrado en Naturgy tras adquirir el 20.6% de las acciones que anteriormente pertenecían a GIP, una operación aprobada por el Consejo de Ministros de España. Esta transacción garantiza que la firma estadounidense cumpla con las condiciones establecidas para la protección de empresas estratégicas, similares a las enfrentadas por IFM en su oferta pública por Naturgy. El gobierno ha subrayado que Naturgy deberá mantenerse en la Bolsa de Madrid, una posible exclusión que había sido considerada por BlackRock.
Como parte del acuerdo, se ha impuesto a BlackRock la obligación de impulsar proyectos de transición energética en España, alineándose con los objetivos de descarbonización de Naturgy. Además, la firma deberá mantener el domicilio social y la sede de gestión en el país, asegurando también la estabilidad de su plantilla.
La adquisición por parte de BlackRock coincide con los esfuerzos de CriteriaCaixa, el mayor accionista de Naturgy, por acelerar la transformación energética de la compañía. Aunque las negociaciones de CriteriaCaixa con Taqa no prosperaron, la entidad sigue buscando socios para reforzar los planes de energía sostenible de la gasista.
