Durante su comparecencia ante la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, la directora general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Emilia Calleja Alor, presentó el balance operativo de la empresa productiva del Estado. De enero a agosto de 2026, la CFE registró 317,608 interrupciones en el suministro, lo que representa una reducción del 10% respecto a 2025 y del 36% en comparación con 2024. Actualmente, la CFE cuenta con una capacidad propia efectiva de 47,982 MW, que alcanza los 64,000 MW al contemplar a los productores independientes de energía, permitiendo atender el máximo histórico de demanda nacional de 54,030 MW registrado el pasado 20 de agosto.
En el segmento de generación, la CFE incorporó seis centrales de ciclo combinado entre febrero de 2025 y mayo de 2026, añadiendo 3,204 MW de capacidad instalada para regiones con alta demanda industrial y turística. En infraestructura de red, la empresa concluyó 35 proyectos de transmisión y mantiene en ejecución 83 obras estratégicas que representan una inversión de 89,104 millones de pesos, previendo concluir 17 nuevas subestaciones y 16 ampliaciones hacia el cierre de 2026. Adicionalmente, mediante el Plan de Justicia Energética, la CFE ha beneficiado a más de 134,000 habitantes al corte de septiembre, con la meta de alcanzar una cobertura eléctrica nacional del 99.99% para 2028.
Infraestructura de red y metas de cobertura nacional
La infraestructura actual de la CFE engloba 111,959 kilómetros de líneas de transmisión y 2,356 subestaciones en todo el territorio nacional. Los trabajos de modernización en hidroeléctricas y la expansión del segmento de distribución buscan asegurar la confiabilidad operativa frente al constante crecimiento de la demanda industrial y urbana.
El Consejo de Administración de Cox Infrastructure Group, S.A. aprobó una reorganización de su estructura directiva y operativa tras cumplir anticipadamente sus metas estratégicas para 2026. Como parte de los cambios, Patxi Sáez asumió el cargo de Chief Executive Officer (CEO) del Grupo para liderar la siguiente fase de desarrollo internacional y excelencia operativa. Por su parte, Nacho Moreno pasó a desempeñarse como consejero dominical en representación de la presidencia y asumió la dirección de Riquelme Capital, mientras que José Olivé asumió funciones como Asesor del Presidente tras dejar la Dirección General Financiera.
En el plano corporativo, la compañía estructuró sus operaciones en tres verticales diferenciadas: Cox México, Cox Latam (con sede en Panamá) y Service Co (con sede en Sevilla). La división Cox México concentrará los activos de generación y comercialización tras la adquisición de los activos de Iberdrola México en abril de 2026, gestionando más de 2,600 MW de capacidad instalada operativa, una cartera de clientes de más de 500 grandes empresas y una pipeline de desarrollo de aproximadamente 12 GW. La reestructuración ocurre tras un ejercicio respaldado por los mercados internacionales mediante emisiones de bonos por 2,000 millones de dólares e híbridos por 800 millones de dólares, los cuales recibieron sobredemandas combinadas de 11,000 millones de dólares.
Optimización de capital y enfoque geográfico estratégico
Bajo la presidencia ejecutiva de Enrique Riquelme, la nueva hoja de ruta del grupo contempla la rotación y desinversión de activos no estratégicos en regiones como África para concentrar el capital en infraestructuras de agua y energía en México, Estados Unidos y América Latina (Chile, Brasil, Ecuador, Perú, Colombia y Centroamérica). España continuará albergando la sede global y la dirección corporativa de la utility integrada.
La multinacional japonesa Mitsubishi Electric Corporation (TOKYO: 6503) anunció la finalización formal de la adquisición del 100% de las acciones emitidas de PCI Energy Solutions (legalmente Power Costs, Inc.), tras el acuerdo preliminar dado a conocer el 24 de agosto de 2026. Con el cierre de la transacción concretado el 2 de noviembre de 2026, la firma estadounidense con sede en Norman, Oklahoma, pasó a convertirse en una subsidiaria de propiedad absoluta de Mitsubishi Electric.
Fundada en 1992 y dirigida por Fred Lee, PCI Energy Solutions está especializada en el desarrollo y suministro de plataformas de software para la gestión optimizada y el comercio (trading) de energía. La empresa ha mostrado un crecimiento sostenido en su facturación durante los últimos tres ejercicios fiscales, cerrando 2023 con ingresos por 59.25 millones de dólares, 2024 con 67.78 millones de dólares y alcanzando 81.38 millones de dólares al cierre del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025. La transacción fortalecerá la oferta tecnológica de Mitsubishi Electric en soluciones de software para la gestión de mercados eléctricos y la optimización de activos energéticos.
Integración corporativa y perspectiva de mercado
La operación consolida la posición de Mitsubishi Electric en el segmento de software de gestión energética digital y soluciones para utilities en Norteamérica y el mercado global. La compañía japonesa precisó que informará oportunamente en caso de requerirse algún ajuste en sus pronósticos consolidados de desempeño financiero tras la incorporación de esta nueva filial.
En el marco de la conferencia internacional ADIPEC 2026, el Dr. Ahmed Mohamed Alebri, CEO de ADNOC, y Lorenzo Simonelli, presidente y CEO de Baker Hughes, formalizaron la firma de un memorando de entendimiento enfocado en la exploración e implementación de soluciones tecnológicas de última generación. La alianza busca respaldar la estrategia corporativa de ADNOC orientada a maximizar de manera eficiente y responsable el valor de sus recursos hidrocarburíferos en Emiratos Árabes Unidos.
La colaboración entre la filial de Abu Dhabi National Oil Company y la firma proveedora de servicios petroleros centrará su alcance en tres objetivos operativos clave: incrementar la eficiencia productiva de los campos maduros de ADNOC Onshore, optimizar el rendimiento y la productividad de los pozos, y desplegar tecnologías avanzadas para la reducción sistemática de emisiones en sus procesos de extracción y procesamiento.
Sostenibilidad y eficiencia operativa en activos Maduros
El acuerdo estratégico consolida la adopción de tecnologías de digitalización y eficiencia operativa dentro del segmento upstream en Oriente Medio. El despliegue proyectado alineará la producción de campos maduros con los compromisos globales de descarbonización y maximización del valor del activo.
Tampico, Tamaulipas. El Gobierno de Tamaulipas, a través de la Secretaría de Desarrollo Energético (SEDENER), alista la licitación de 10 nuevos contratos estratégicos diseñados para transformar la infraestructura industrial del estado y acelerar el desarrollo del sector energético en el norte del país. La iniciativa busca posicionar a la entidad como el principal nodo de atracción para capitales nacionales e internacionales.
Los nuevos proyectos estarán focalizados en potenciar la capacidad de los puertos marítimos de Altamira y Tampico, así como en expandir la red regional de transporte y distribución de gas natural. Esta cartera de contratos pretende elevar la competitividad de las cadenas productivas locales y consolidar la soberanía energética en el Golfo de México.
«El anuncio de estos 10 nuevos contratos reafirma el compromiso de la administración estatal por construir una plataforma logística moderna, capaz de atraer inversiones de alto valor agregado y dinamizar la economía de Tamaulipas de manera sustentable», afirmó Walter Julián Ángel Jiménez, secretario de Desarrollo Energético (SEDENER) de la entidad.
La estrategia de la SEDENER contempla la colaboración abierta entre las dependencias públicas y los contratistas de la iniciativa privada. Con esta suma de esfuerzos, el gobierno estatal busca garantizar que la ejecución de las obras cumpla con los tiempos de entrega y los más altos parámetros internacionales de eficiencia técnica.
Los 10 contratos detonarán una importante derrama económica en la zona costera mediante la contratación de empresas especializadas en ingeniería y construcción.
Asimismo, la expansión portuaria permitirá diversificar las operaciones comerciales del estado, facilitando la exportación de energéticos y la recepción de insumos estratégicos para la industria nacional.
Candados en regulación y medición fiscal
El despliegue de esta nueva cartera de contratos demandará que las empresas participantes cumplan de forma estricta con las normativas federales e internacionales en materia de medición fiscal y sistemas de control volumétrico. La rigurosidad técnica se ha fijado como la piedra angular para garantizar la transparencia en cada fase del proceso.
La incorporación de infraestructura de precisión, como estaciones de medición, sistemas de filtración, regulación y terminales de almacenamiento de hidrocarburos, resultará indispensable para los contratistas que busquen integrarse a la cadena de proveeduría. Con ello, las autoridades buscan asegurar un seguimiento exacto de los flujos de gas.
«La certidumbre jurídica y la transparencia operativa son pilares irrenunciables en nuestra visión energética. Exigiremos que cada proyecto adjudicado integre tecnología de punta en medición fiscal y regulación para dar absoluta transparencia a los volúmenes manejados en la entidad», sostuvo Walter Julián Ángel Jiménez.
Este entorno regulatorio impulsa la participación de firmas de ingeniería especializada que cuentan con décadas de experiencia en fabricación de patines y ejecución de obras mecánicas y eléctricas. Su integración técnica permitirá mitigar riesgos operativos en las terminales marítimas y estaciones de compresión.
El cumplimiento de los esquemas de fiscalización energética también protegerá el valor económico de las transferencias de custodia del gas natural. Para las autoridades del estado, la implementación de tecnología avanzada impedirá pérdidas no contables y fortalecerá los ingresos públicos derivados de la actividad industrial.
Gas natural: la palanca de transición
Más allá del fortalecimiento logístico, la cartera de proyectos prioriza al gas natural como el combustible de transición fundamental para descarbonizar la matriz productiva del noreste mexicano. La disponibilidad constante de esta molécula brindará soporte operativo al crecimiento de los parques industriales en la región.
El gas natural se establece como el respaldo térmico esencial para mantener la estabilidad del sistema eléctrico regional frente a la paulatina penetración tecnologías de generación renovable. Esta complementariedad permitirá asegurar el suministro continuo de electricidad sin comprometer las metas de reducción de emisiones contaminantes.
«No se puede hablar de una transición energética sólida sin contar con la seguridad de suministro que nos proporciona el gas natural. Tamaulipas avanza hacia las energías limpias apoyándose en una infraestructura de gas robusta y eficiente que garantice energía confiable para todos los sectores», concluyó Walter Julián Angel Jiménez.
La compañía global de agua y energía Cox fue galardonada en Madrid por la Secretaría General Iberoamericana (SEGIB) con el Reconocimiento a las Mejores Prácticas en Materia de ODS (categoría Plata) por su Programa de Voluntariado Corporativo en México. Entregado en el marco del XVI Encuentro Empresarial Iberoamericano junto a la Fundación Iberoamericana para la Gestión de la Calidad (FUNDIBEQ) y el Consejo de Empresarios Iberoamericanos (CEIB), el galardón distingue a la iniciativa activa desde 2011, la cual abarca 15 ediciones ininterrumpidas con presencia en 12 estados de la República Mexicana.
El programa ha movilizado a cerca de 21,000 voluntarios y acumulado 377 organizaciones aliadas, generando un impacto directo e indirecto en más de 4.3 millones de personas. Su metodología se articula en tres ejes estratégicos —medio ambiente, educación, y salud y bienestar— alineados con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS 3, 4, 5, 10, 13 y 17) de la ONU. Con este galardón, Cox México suma 10 distinciones de la FUNDIBEQ (3 Premios Iberoamericanos de la Calidad y 7 a Mejores Prácticas en ODS). Asimismo, la empresa ratificó la creación de la Fundación Cox, la cual contempla un plan de inversión social de 275 millones de pesos en México hacia 2030.
Sostenibilidad y dividendo social en el sector infraestructura
El reconocimiento subraya la integración de criterios ESG en la estrategia operativa corporativa del grupo. La creación de la Fundación Cox institucionalizará las iniciativas comunitarias y de conservación ambiental en el país, fortaleciendo el dividendo social en las regiones donde opera activos energéticos y de agua.
La compañía energética Iberdrola y el fabricante de vehículos eléctricos BYD formalizaron un acuerdo de colaboración para lanzar el programa «Plan Recarga Inteligente», una iniciativa comercial orientada a impulsar la electrificación del parque vehicular en España. La alianza ofrece beneficios integrales que abarcan infraestructura de carga residencial, tarifas de energía optimizadas y descuentos en recarga pública. Bajo este esquema, los usuarios que adquieran un vehículo nuevo de la gama enchufable de BYD (tanto modelos 100% eléctricos como híbridos enchufables con tecnología DM-i) recibirán sin costo adicional el punto de carga doméstico al contratar la instalación técnica con Iberdrola a un precio preferencial.
En el ámbito del consumo residencial, los clientes que contraten la tarifa «Plan Recarga Inteligente» de Iberdrola obtendrán una bonificación en su facturación eléctrica equivalente a 10,000 kilómetros anuales de recorrido durante un periodo de tres años. En cuanto a la infraestructura de la red pública —donde Iberdrola opera más de 12,000 puntos de recarga activos—, el acuerdo incluye seis meses de descuento del 50% en estaciones de carga sin cuotas de suscripción, seguidos por 12 meses de membresía gratuita al «Plan Recarga +», el cual otorga un 20% de descuento permanente en las recargas.
Infraestructura de carga y optimización de costos para la transición energética
Alberto de Aza, director general de BYD Iberia, y Luis Buil, director de Smart Solutions de Iberdrola, destacaron que el acuerdo elimina la incertidumbre técnica y económica del usuario final al combinar la oferta de vehículos de nueva energía con infraestructura y tarifas diseñadas para la eficiencia operativa. La estrategia refuerza la penetración de la movilidad eléctrica mediante un modelo integrado entre fabricante y suministrador de energía.
Directivos de grandes compañías de energía advirtieron que los nuevos proyectos de generación enfrentarán restricciones de infraestructura, suministro de equipos y capacidad de construcción. Aunque reconocieron avances regulatorios y oportunidades de inversión, coincidieron en que materializar la expansión prevista hacia 2030 será el principal desafío del sector.
La falta de infraestructura de transmisión y las dificultades para ejecutar simultáneamente nuevos proyectos eléctricos podrían convertirse en los principales obstáculos para la expansión de la capacidad de generación de México hacia 2030. Aunque la industria reconoce avances regulatorios y condiciones favorables para reactivar inversiones, advierte que el crecimiento previsto exigirá una coordinación entre permisos, financiamiento, suministro de equipos y construcción.
Durante la primera mesa de Energyear México 2026, representantes de empresas generadoras, fabricantes de tecnología y asociaciones sectoriales coincidieron en que la nueva etapa de colaboración público-privada abre oportunidades para incorporar capacidad eléctrica. Sin embargo, señalaron que la disponibilidad de redes, la continuidad de las centrales existentes y la integración de fuentes renovables con generación firme serán determinantes para atender el crecimiento de la demanda.
«El drama más grande en México no es la escasez de generación, sino la escasez en transmisión«, afirmó Brice Clemente, Country Manager de Engie México. El ejecutivo señaló que el país dejó de invertir en estas redes desde 2013 y consideró que los esquemas de inversión mixta podrían extenderse a este segmento para acelerar el desarrollo de infraestructura.
De la planeación a la ejecución de proyectos
Para Narcís de Carreras, CEO de Valia Energía, la reforma energética permitió recuperar la planeación centralizada y establecer mecanismos de colaboración entre el Estado y las empresas, pero el principal desafío consiste ahora en concretar las inversiones anunciadas. «Lo que necesita México es pasar a la ejecución«, sostuvo el directivo, quien explicó que la demanda energética continúa creciendo por encima del ritmo de incorporación de nueva capacidad y que los proyectos deberán avanzar sin comprometer la operación de las centrales existentes.
«Tenemos que continuar asegurando la continuidad operativa de los activos que ya existen y la confiabilidad del sistema«, destacó junto con elevar la necesidad de coordinar los permisos, la provisión de equipos, el financiamiento y las obras para evitar retrasos en la entrada en operación de nuevas centrales.
La preocupación fue compartida por Clemente, quien valoró positivamente los esquemas mixtos impulsados por el gobierno federal y destacó que han generado interés entre los inversionistas. «Para mí el cuello de botella más grande no es el financiamiento, sino la parte operativa y de construcción«, señaló el representante de Engie, explicando que la concentración de proyectos prevista para los próximos años exigirá una disponibilidad considerable de contratistas, materiales críticos y personal especializado.
Según sus estimaciones, hacia 2029 podrían concentrarse alrededor de 8 GW de proyectos, lo que supondría una elevada demanda de servicios de construcción y equipos. «Hay muchos actores como nosotros que somos los que ponen esa inversión y hacen que esos proyectos se vuelvan realidad, pero al final para eso necesitamos constructores, gente que venga con el músculo para poder hacer eso», expuso.
También advirtió sobre las consecuencias que tendría el incumplimiento de los calendarios de desarrollo. «Si estos proyectos no empiezan a salir y a generar los MW que necesita el país, habrá un impacto en la confianza«, puntualizó.
Desde ContourGlobal, Eva Ribera, General Manager para México y el Caribe, coincidió en que los avances regulatorios deben traducirse en condiciones estables para las inversiones y que «se respete la seguridad jurídica y que no se cambien las reglas a mitad del camino porque eso sí hace mucho daño a la inversión futura«.
En la misma línea, De Carreras identificó entre los requisitos para atraer capital la necesidad de contar con «ingresos predecibles, certeza regulatoria, planeación a largo plazo y capacidad real de ejecución con asignación clara de riesgos«.
Por su parte, Rafael Aceves Navarro, director general de la Asociación Mexicana de Energía (AME), destacó que la implementación del nuevo marco eléctrico también deberá considerar a las instalaciones que ya participan en el mercado. «No es solamente cómo estos MW se integran a la red, sino cómo los MW existentes también operan dentro de este marco«, llamando a establecer mecanismos que acompañen las distintas etapas de los proyectos, desde su desarrollo y operación hasta la modernización, repotenciación y eventual desmantelamiento de los activos.
Transmisión, generación firme y almacenamiento
La infraestructura de transmisión concentró algunas de las principales advertencias del panel ante el crecimiento previsto de la demanda eléctrica. “Sin mejorar o reforzar la red existente no vamos a poder evacuar la capacidad generada«, afirmó Ribera, explicando que México cuenta con aproximadamente 100 GW de capacidad instalada y un consumo superior a 400 terawatts-hora anuales. Ante una perspectiva de crecimiento de la demanda cercana a 4%, estimó que el sistema necesitará incorporar alrededor de 16 TWh adicionales por año.
Frente a este escenario, considera necesario “una, modernizar la flota que tenemos para hacer un acelerón rápido; dos, necesitamos inversión en líneas de transmisión que en este país ha estado descuidada durante años o décadas; y tres, renovables con baterías más generación en firme«.
Clemente coincidió en que las redes constituyen una de las principales limitaciones estructurales para el crecimiento del sistema eléctrico y propuso explorar una mayor participación privada en su desarrollo. «Si logran abrir los esquemas mixtos hacia la transmisión, eso ayudaría muchísimo al país«, expresó.
«Ese planteamiento de 20 GW es bueno, pero para la demanda que México requiere […] se necesita muchísima más capacidad firme«, sostuvo, al referirse a las necesidades de expansión del sistema y a las exigencias de los consumidores en materia de precio y calidad del suministro.
Desde Valia Energía, De Carreras defendió el papel de las centrales térmicas en la confiabilidad del sistema y consideró que el gas natural puede facilitar el desplazamiento de combustibles de mayores emisiones. «En 2016 nos olvidamos de la energía firme y parecía una carrera de la solar o eólica más barata del mundo, cuando el objetivo real es tener un sistema eléctrico confiable que descarbonice«, sostuvo, caracterizando la generación térmica respaldada por gas natural como un camino que permite acompañar la incorporación de capacidad renovable al tiempo que ofrece una alternativa para reducir el consumo de combustóleo, diésel y carbón.
En el segmento fotovoltaico, Alberto Cuter, vicepresidente para Latinoamérica e Italia de Jinko Solar, señaló que México se encuentra ante una oportunidad importante para recuperar el dinamismo de las inversiones renovables. Sin embargo, advirtió que la disponibilidad de redes eléctricas y la integración del almacenamiento requieren especial atención. «Una parte que me preocupa en la parte de baterías es que al ser controladas por el CENACE, esto no va a resolver el problema de curtailment que pueden tener las plantas fotovoltaicas por la falta de líneas de transmisión«, explicó.
El ejecutivo mencionó las experiencias de Chile y Brasil, donde la expansión solar ha enfrentado restricciones de generación por falta de capacidad para evacuar electricidad, y consideró necesario analizar estos riesgos antes de que se reproduzcan en México.
Cuter también advirtió que la magnitud de los proyectos previstos exigirá evaluar la capacidad y permanencia de los proveedores tecnológicos. «La confianza de los fabricantes de componentes es muy importante«, señaló. A su juicio, el mercado mexicano ha alcanzado una madurez que permite considerar elementos adicionales al precio, como la calidad, el soporte técnico y la continuidad de los proveedores.
Ribera, por su parte, pidió que el gobierno abra «una nueva fase de migración explícita al mercado para los generadores bajo régimen legado«, con el propósito de facilitar la evolución de las centrales existentes hacia el nuevo esquema regulatorio.
De cara a los próximos doce meses, los participantes coincidieron en que la ejecución de los proyectos anunciados será una de las principales señales para evaluar los resultados de la política energética. En ese contexto, Clemente adelantó que Engie prevé poner en operación durante el primer semestre de 2027 la ampliación del gasoducto Energía Mayakan, que contempla aproximadamente 700 kilómetros de infraestructura en el sureste del país.
Para la industria, la expansión eléctrica hacia 2030 dependerá de que los proyectos de generación avancen al mismo ritmo que las inversiones en transmisión, transporte de gas, almacenamiento y modernización de instalaciones existentes. La capacidad para coordinar estos desarrollos será determinante para garantizar la confiabilidad del suministro y atender las necesidades energéticas del crecimiento industrial mexicano.
La productora de hidrocarburos estadounidense Talos Energy ajustó al alza su proyección de producción anual para situarla en un rango de 92.5 a 94.5 mil barriles de petróleo equivalente por día (mboepd) —superando su guía original de 90.0 mboepd— tras concretar la adquisición de activos offshore en el Golfo de México a Shell por un precio neto de 420 millones de dólares en efectivo. En su informe de resultados trimestrales, la compañía con sede en Houston reportó una producción promedio de 91.5 mboepd (75% crudo y 83% líquidos), impulsada por la estabilidad operativa, la ausencia de afectaciones por tormentas y la integración inmediata de los volúmenes adquiridos.
El desempeño operativo se tradujo en un EBITDA ajustado de 406.1 millones de dólares (equivalente a 48.26 dólares por barril) y un flujo de efectivo libre ajustado de 186.3 millones de dólares. En el ámbito financiero, Talos mantiene una liquidez respaldada por 410.2 millones de dólares en caja y un apalancamiento de 0.6 veces deuda neta a EBITDA. En el plano internacional, la petrolera inició una campaña sísmica 3D en Honduras (área de más de 4 millones de acres) y avanza en México en la regulación para tomar el 50% de participación en el Bloque 29 (que alberga los descubrimientos Polok y Chinwol con más de 200 millones de boe en recursos recuperables) en sociedad con Repsol.
Exploración regional e integración operativa en la Cuenca Salina-Sureste
La estrategia de la compañía se enfoca en consolidar su posicionamiento como operador exclusivo de exploración y producción costa afuera (pure-play offshore). Tras recibir las autorizaciones correspondientes en México, Talos y Repsol quedarán como los únicos socios en el Bloque 29, mientras la firma optimiza su programa de desarrollo Brutus en el Golfo estadounidense y concluye la perforación del pozo de evaluación Daenerys.
La empresa petrolera GeoPark formalizó la entrada en vigor del Contrato de Participación Productiva (CPP) a 25 años para la operación del bloque Bare en Venezuela. La transacción se concluyó de manera anticipada tras la firma de acuerdos con PDVSA Petróleo y la obtención de las autorizaciones regulatorias correspondientes.
En el marco de este convenio, la compañía asumirá el rol de operador con una participación neta del 65% y financiará el 100% de las inversiones de capital requeridas para el redesarrollo del activo.
Para completar la adquisición del 95% restante de la sociedad tenedora del contrato, la firma emitió 42,135,872 acciones ordinarias a favor del Grupo Gilinski, prescindiendo de desembolsos en efectivo para resguardar su liquidez.
Con esta operación, el grupo inversionista pasó a controlar el 56.3% del capital social en circulación de la petrolera y adquirió el derecho a nominar a cinco miembros del directorio. Adicionalmente, el convenio establece que el Grupo Gilinski deberá lanzar una oferta pública de adquisición por un monto de hasta 100 millones de dólares, a un precio de 12.22 dólares por acción.
En el ámbito operativo, GeoPark proyecta asumir el control de las instalaciones antes de finalizar 2026, enfocando sus primeras labores en la reactivación de un rango de 300 a 400 pozos, así como en la rehabilitación de infraestructura clave.
El director ejecutivo de la corporación, Felipe Bayón, señaló que la prioridad de la organización se centrará en la ejecución disciplinada de las actividades de campo para estabilizar la producción y aprovechar el potencial energético de la región.
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