Brasil presentó una solicitud formal para convertirse en país miembro de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), informó el martes el organismo con sede en París. La petición fue enviada por ministros del gobierno brasileño, quienes manifestaron su interés en iniciar el proceso de adhesión.
Actualmente, Brasil es miembro asociado de la AIE, que cuenta con 32 países con estatus de miembro de pleno derecho. En julio, la producción brasileña de petróleo y gas alcanzó un récord, lo que refuerza su papel en los mercados energéticos mundiales.
“Brasil es hoy una piedra angular del sistema energético mundial y su importancia no hará sino aumentar en los próximos años. Estamos deseando discutir los próximos pasos con Brasil y nuestros Gobiernos miembros”, declaró Fatih Birol, director ejecutivo de la AIE.
El gobierno brasileño destacó en su carta la colaboración sostenida con la agencia, que ha contribuido al avance de las políticas energéticas del país. También subrayó su intención de profundizar esta relación ante los desafíos futuros del sector.
Brasil busca desempeñar un papel activo en la transición energética global, apoyado en su sistema eléctrico de bajas emisiones, sus recursos de energía renovable y su sector de biocombustibles, como parte de una estrategia para impulsar el desarrollo económico y la inclusión social.
La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) confirmó que, por vigésima primera semana consecutiva, no aplicará estímulo fiscal al IEPS para la gasolina Magna ni el diésel, según lo establece el decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF). La medida estará vigente del 6 al 12 de septiembre de 2025.
Desde el 12 de abril, los consumidores de gasolina menor a 91 octanos deberán pagar el impuesto completo, equivalente a 6.45 pesos por litro. En el caso del diésel, el gravamen alcanza el 100 %, lo que representa un desembolso de 7.09 pesos por litro. Ambos combustibles han estado sin apoyo fiscal durante más de cinco meses.
La gasolina Premium, por su parte, permanece sin estímulo desde octubre de 2023, y los conductores continúan pagando 5.21 pesos por litro. Esta política se ha mantenido sin modificaciones desde enero, afectando a quienes utilizan gasolina de mayor octanaje.
El retiro prolongado del estímulo fiscal forma parte de los ajustes que Hacienda ha implementado en el esquema del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), con el objetivo de reducir subsidios y ajustar la carga tributaria en función del comportamiento del mercado energético.
La empresa noruega Equinor confirmó el hallazgo de petróleo recuperable en el pozo exploratorio 6506/12-PB-3 H, ubicado en el área conocida como Smørbukk Midt, en el Mar de Noruega, a unos 250 kilómetros al suroeste de Brønnøysund. El descubrimiento se realizó con la plataforma semisumergible Transocean Encourage, operada por la compañía Transocean.
Según estimaciones preliminares, el volumen del hallazgo oscila entre 6.3 y 18.9 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa una cantidad significativa para la zona. El pozo forma parte de la licencia de producción 094, adjudicada en 1984, y operada por Equinor con participación de Vår Energi, Petoro y TotalEnergies EP Norge.
Los socios del proyecto planean conectar este nuevo descubrimiento con el campo Smørbukk Sør, que ya forma parte del yacimiento Åsgard, uno de los más importantes en la región. Esta estrategia permitiría aprovechar la infraestructura existente para acelerar la producción sin necesidad de construir nuevas instalaciones.
Durante la perforación, se identificaron capas de petróleo ligero y condensado en formaciones geológicas conocidas como Garn e Ile, con propiedades adecuadas para la extracción. No se detectó contacto entre petróleo y agua, lo que sugiere que el reservorio tiene continuidad y buen potencial productivo.
La plataforma Transocean Encourage continuará ahora con la perforación de un segundo pozo en la misma ubicación, como parte del plan de evaluación técnica. Este hallazgo refuerza la presencia de Equinor en la plataforma continental noruega y podría contribuir a ampliar la capacidad energética del país en los próximos años.
La empresa conjunta Ocean Winds, integrada por EDP Renewables y ENGIE, finalizó la instalación de turbinas del parque Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion (EFGL), ubicado en la región de Occitania, al sur de Francia. Con este avance, el proyecto se convierte en el primer parque eólico marino flotante de la zona en completar su fase de montaje.
El parque cuenta con una capacidad de 30 MW, distribuida en tres turbinas de 10 MW sobre plataformas flotantes ensambladas en Port-La Nouvelle y remolcadas a 16 kilómetros mar adentro. La conexión a la red eléctrica estará a cargo del operador francés RTE, y se prevé que el sistema abastezca de energía limpia a cerca de 50,000 personas al año.
EFGL ha sido reconocido como un modelo de colaboración técnica e industrial, al integrar actores locales, expertos marítimos y desarrolladores globales. “Cada fase ha sido un logro colectivo”, señaló Jérémy de Barbarin, director de proyectos de EFGL.
Este hito refuerza la posición de OW en el sector de energía eólica flotante, tras la operación del proyecto WindFloat Atlantic en Portugal. Además, allana el camino para desarrollos de mayor escala como Eoliennes Flottantes d’Occitanie (EFLO), de 250 MW, adjudicado en 2024.
Para Marc Hirt, director nacional de OW en Francia, el proyecto demuestra el impacto positivo de la tecnología flotante en la producción de energía renovable, el dinamismo local y la generación de empleo. EFGL también destaca por su potencial replicable en otras regiones costeras con condiciones técnicas complejas.
¿Alguna vez te has preguntado qué es la generación distribuida?
La generación distribuida es la producción —o almacenamiento— de energía eléctrica a pequeña escala, lo más cerca posible del punto donde se consume. Esto no solo reduce pérdidas de transmisión, sino que también permite interactuar con la red eléctrica, comprando o vendiendo energía, y aprovechando oportunidades para operar con la máxima eficiencia energética.
El Panorama Actual en México
La generación distribuida (GD) en México cerró en 2024 con 4,447.92 MW instalados, un crecimiento del 35 % respecto a 2023, con 106,934 nuevos contratos de interconexión. Más del 99% de esta capacidad proviene de energía solar fotovoltaica, concentrada principalmente en Jalisco, Nuevo León, Chihuahua, Guanajuato y Estado de México.
La reforma energética del 18 de marzo de 2025 introdujo cambios clave:
Incremento del límite sin permiso de 0.5 MW a 0.7 MW.
Disolución de la CRE y transferencia de funciones regulatorias a la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Eliminación del esquema de medición neta con “roll-over”, impulsando el autoconsumo y el almacenamiento.
Proyecciones oficiales estiman que la GD alcance 9,179 MW en 2035, equivalente al 12.5 % de la matriz eléctrica nacional, consolidándose como motor de la transición energética. 1
¿Cuándo es clave aplicar la Generación Distribuida?
· Reducir costos de electricidad
Cuando se busca bajar la factura eléctrica a largo plazo, especialmente en hogares, comercios e industrias con alto consumo.
· Aumentar independencia energética
Para depender menos de la red eléctrica y garantizar suministro en zonas con cortes frecuentes o poca cobertura.
· Aprovechar recursos locales
En lugares con alto potencial solar, eólico o de biomasa, donde la generación en sitio es más eficiente.
· Evitar pérdidas por transmisión
Generar energía cerca del punto de consumo reduce pérdidas y mejora la eficiencia.
· Impulsar sostenibilidad
Cuando se quiere disminuir la huella de carbono y cumplir con metas ambientales o corporativas.
· Integrar almacenamiento y movilidad eléctrica
Ideal para quienes quieren usar baterías o vehículos eléctricos como respaldo y optimizar el autoconsumo.
La generación distribuida (GD), especialmente mediante distintas formas de generación, ha crecido de forma constante en México, pero enfrenta desafíos que limitan su expansión.
Principales retos:
· Regulación incompleta – Falta claridad en normativas para almacenamiento, interconexión y nuevas tecnologías, lo que genera incertidumbre para inversionistas.
· Límite de capacidad – El tope de 0.5 MW sin permiso es bajo para grandes consumidores.
· Falta de financiamiento e incentivos – Escasos apoyos económicos y fiscales para hogares y PYMES.
· Infraestructura eléctrica limitada – Red obsoleta y baja cobertura de medidores inteligentes dificultan la operación.
· Problemas técnicos – Riesgos de sobrecargas y variaciones de voltaje por integración no regulada.
· Ausencia de almacenamiento masivo – La intermitencia de renovables reduce estabilidad.
· Desconfianza en zonas rurales – Baja adopción por falta de participación comunitaria.
¿Y si la clave para mejorar el rendimiento de tu planta ya estuviera en tus manos, pero no sabes por dónde empezar? Hablemos de medición
En el ecosistema de la generación distribuida, es fácil enfocarse en los grandes equipos: los generadores, paneles o turbinas son el «músculo» de la operación. Pero el verdadero control y la eficiencia residen en el «cerebro»: la estrategia de medición y control que gestiona todo el proceso. Es aquí donde un socio tecnológico con experiencia industrial se convierte en un aliado indispensable, un consultor que te ayuda a transformar tu proyecto en una operación altamente rentable y segura.
El éxito no se mide solo en la energía que generas, sino en la eficiencia con la que lo haces. Esto solo es posible a través de una estrategia de medición precisa, implementada por un especialista que entiende las complejidades de tu proceso.
Representación de puntos de medición en una caldera
Un Vistazo a Nuestra Sala de Calderas: ¿Qué nos cuentan los números?
Imaginemos que estamos parados frente a nuestra caldera, el motor de un sistema de cogeneración. En lugar de verla como una caja negra, hagámonos algunas preguntas simples:
¿Sabemos exactamente cuánto combustible estamos usando para producir nuestro vapor?
La Estrategia: Pensemos en instalar un medidor de flujo dedicado para la línea de gas. No es un proyecto enorme y el objetivo es claro: ponerle un número exacto a nuestro principal consumible. Al tener este dato, podemos correlacionarlo con la energía que producimos y descubrir si estamos quemando de más o dónde podemos ajustar la mezcla para ahorrar dinero.
¿El nivel de agua dentro de la caldera es siempre el correcto?
La Estrategia: A veces confiamos en indicadores visuales o sistemas antiguos. Un paso sencillo es instalar un sensor de nivel moderno y fiable. Esto no solo previene sustos o paros de emergencia por niveles incorrectos, sino que nos da la tranquilidad de que la operación es estable y segura, 24/7.
¿La calidad del vapor que producimos es siempre la misma?
La Estrategia: La energía del vapor depende de su presión y temperatura. Medir estas dos variables de forma precisa a la salida de la caldera nos dice exactamente la calidad de la energía que enviamos a nuestros procesos. Si la presión baja, podemos actuar antes de que afecte la producción.
Pequeños Pasos, Grandes Beneficios
Al implementar estas mediciones, que son como ponerle ojos y tacto a nuestra planta, los resultados empiezan a aparecer casi de inmediato:
Operación más eficiente: Descubrimos fugas de energía o de recursos que antes eran invisibles.
Menos «bomberazos»: Pasamos de reaccionar a problemas a anticiparnos. Si un valor empieza a desviarse de lo normal, lo sabemos al instante y podemos revisar qué pasa antes de que se convierta en una falla costosa.
Decisiones basadas en datos: Dejamos de operar por «intuición» y empezamos a tomar decisiones con números reales que respaldan nuestras acciones.
Lo mejor de todo es que no necesitas ser un experto en instrumentación para empezar. Acercarte a un socio tecnológico es como pedirle a un guía que te muestre el camino; un buen aliado no intentará venderte equipos complejos, sino que se sentará contigo, escuchará tus objetivos y te ayudará a trazar un mapa con los primeros pasos, empezando siempre por lo más simple y de mayor impacto.
A veces, ese primer paso puede ser tan sencillo como consolidar tu información en un registrador que te muestre los datos en gráficas fáciles de entender. Esta es la base para tener el control total de tu proceso y liberar el verdadero potencial de tu sistema. ¿Ves? No tenía que ser tan complicado.
Entonces, ¿cuál es el siguiente paso?
Más que pensar en tecnología, piensa en colaboración. No importa el tamaño de tu operación en México, desde una planta de manufactura hasta un agronegocio, el potencial para optimizar tus recursos ya existe y está esperando ser descubierto.
La invitación está abierta para ti. Acércate a nosotros. Queremos ser el aliado que se sienta a tu lado, escucha tus necesidades y te ayuda a trazar ese mapa hacia una operación más inteligente.
La administración federal identificó 2,937 intentos de ingreso irregular de petrolíferos entre octubre de 2024 y junio de 2025, en los que se simuló la importación de aceites no gravados para evadir impuestos aplicables a gasolinas y derivados del petróleo. Este esquema, conocido como huachicol fiscal, representa un promedio de 11 casos diarios en las aduanas del país, según el primer informe de gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo.
El Servicio de Administración Tributaria (SAT) estima que estas prácticas generan una pérdida mensual de 3 mil millones de pesos, al documentar productos con menor carga fiscal para introducir combustibles de forma irregular. La embajada de Estados Unidos en México reconoció que empresas estadounidenses están involucradas en este tipo de operaciones, lo que añade una dimensión internacional al problema.
La estrategia del gobierno se ha centrado en reclasificar correctamente las mercancías y reforzar la vigilancia en puntos clave de ingreso. El informe destaca que la detección oportuna permitió incrementar la recaudación fiscal, en un contexto donde el control sobre hidrocarburos se ha vuelto prioritario por su impacto económico y regulatorio.
En paralelo, se emitieron órdenes de embargo por subvaluación y se iniciaron procesos de cancelación contra agentes aduanales y empresas vinculadas al comercio exterior, aunque el foco principal ha sido el combate al huachicol fiscal. Las autoridades han señalado que este tipo de evasión no solo afecta la recaudación, sino que distorsiona el mercado energético nacional.
El secretario de Hacienda, Édgar Amador Zamora, subrayó que existe margen para triplicar los ingresos aduaneros, al considerar que el sector externo representa 73 % del PIB, mientras que las aduanas aportan apenas 25 % de los ingresos públicos. “Hay un potencial importante en materia de control, supervisión y recaudación”, afirmó.
La fiscalización de petrolíferos en aduanas se ha convertido en un componente clave de la política fiscal del gobierno, con el objetivo de cerrar espacios de evasión estructural, garantizar la legalidad en el comercio energético y proteger los ingresos públicos frente a prácticas sistemáticas de simulación.
La industria latinoamericana se encuentra en un punto de inflexión. La presión por mantener operaciones rentables en un entorno de costos crecientes y recursos cada vez más limitados ha acelerado la adopción de tecnologías de automatización y digitalización.
En minería y otros sectores industriales, la meta ya no es solo producir más, sino hacerlo con eficiencia, sostenibilidad y con miras a una operación que algún día pueda alcanzar la autonomía total. En este contexto, Jose Simon, General Manager de Honeywell Industrial Automation para Latinoamérica, comparte su visión sobre los desafíos inmediatos, el papel de la inteligencia artificial y la evolución hacia la mina y la planta autónoma.
“Vemos un crecimiento importante en toda la región, acompañado del uso cada vez mayor de tecnología para automatizar operaciones. Todo se encamina hacia procesos autónomos, especialmente en minería”, expuso en exclusiva para Global Energy.
En ese escenario, dijo que la prioridad de Honeywell es conocer los problemas de sus clientes y resolverlos. Esos desafíos varían según sector y geografía, pero en minería algunos se repiten consistentemente: la escasez de recursos, el descenso en la calidad del mineral y el consecuente aumento de consumo energético y de agua. “La viabilidad de las operaciones es menor, y eso obliga a usar tecnología para hacer los procesos más eficientes y mantener la rentabilidad económica”, señala.
Evolución, no revolución
En términos de autonomía, Simón explica que la industria avanza de manera gradual. “Todavía no estamos en el punto de la planta autónoma que opere por sí sola. El camino es que la automatización y la tecnología ayuden al operador a ser más eficiente, a estar menos involucrado en tareas rutinarias y a tomar mejores decisiones, de forma más rápida”.
El experto señaló que todavía no hay un consenso sobre su alcance. Cada cliente puede interpretarlo de manera distinta, desde una operación totalmente autónoma hasta un sistema que solo brinde recomendaciones al operador. “Ese es un tema clave en el que trabajamos junto a diferentes compañías”.
En cuanto a plazos, Simón no da un año preciso para alcanzar la autonomía: “para mí será un proceso de evolución, no de revolución. Cada año veremos más avances conforme las empresas se sientan cómodas con la tecnología. No creo que sea algo que ocurra de un año para otro”.
El panorama latinoamericano refleja este proceso de adopción. La minería, afirma, es una industria avanzada en la región: “en los últimos años, la tecnología ha aumentado significativamente y la transformación digital ha sido absorbida completamente”. No obstante, el nivel de madurez depende de cada operación. Para aspirar a la autonomía, el primer paso es la automatización, lo que requiere sensores, sistemas de control, procesos avanzados y capacitación para los trabajadores.
En algunos casos, las minas cuentan con buena instrumentación y control, pero carecen de sistemas avanzados; en otros, sucede lo contrario. “Depende de cómo esté cada operación en esos tres niveles: instrumentación, control y control avanzado. Ahí es donde están las oportunidades de optimización”, explica.
Resultados tangibles en la industria
El directivo reforzó este punto con cifras que muestran cómo la tecnología ya está generando impactos concretos en la minería global. Actualmente, existen más de 100 sitios de minería, minerales y metales que operan con sistemas de control de Honeywell, y más de 500 procesos mineros en el mundo que son gestionados con estas soluciones.
Los resultados reportados por clientes incluyen aumentos de producción de hasta 7 %, reducción de consumo energético específico en 10 % y mejoras de productividad de hasta 30 % gracias a la integración de sistemas digitales avanzados. Asimismo, más del 45 % de la producción global de cobre se apoya en controles avanzados de proceso desarrollados por la firma, lo que refleja el alcance de estas tecnologías en la industria.
Al hablar de México, resalta la importancia del país en su estrategia regional. “Honeywell tiene una presencia muy importante en México, con operaciones, fábricas y centros de excelencia. Es un país con múltiples verticales: refinerías, pulpa y papel, minería, farmacéutica, todos sectores en los que participamos”. En minería, en particular, identifica un espacio de crecimiento: “es una industria relevante y estamos activos en ella. Hay espacio para mejorar, pero ya se están dando buenos pasos”.
El directivo concluye con una visión pragmática: el avance hacia la autonomía será progresivo y dependerá de la disposición de las empresas para adoptar nuevas tecnologías, equilibrando la eficiencia operativa con las necesidades de sostenibilidad y el papel de los trabajadores en el proceso.
El Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) señaló que México mantiene una creciente demanda de gas natural proveniente de Estados Unidos para generar energía eléctrica. A pesar de esta dependencia, el organismo destacó que el combustible ha sido confiable, asequible y ha permitido atender el consumo sin un aumento proporcional en las emisiones contaminantes.
Entre 2002 y 2022, el consumo eléctrico nacional creció 66.5 %, mientras que las emisiones de dióxido de carbono asociadas a la generación se mantuvieron en 126.2 millones de toneladas, según datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE). El IMCO subrayó que el gas natural se ha convertido en el principal componente de la matriz eléctrica mexicana y en un insumo clave para actividades industriales.
A nivel global, la sustitución de carbón por gas natural entre 2010 y 2018 evitó la emisión de más de 500 millones de toneladas de dióxido de carbono, equivalente a 1.2 veces las emisiones totales de México en 2018. El instituto consideró que este cambio representa una oportunidad para fortalecer la seguridad energética y el desarrollo socioeconómico en América del Norte.
“México, Estados Unidos y Canadá enfrentan un entorno geopolítico, económico y energético cambiante, donde América del Norte tiene ventajas comparativas importantes respecto a Europa y Asia”, indicó el IMCO. Para aprovecharlas, el organismo recomendó mayor inversión en infraestructura energética y cooperación regional.
En el caso de México, el instituto propuso impulsar proyectos de gas natural en los Polos de Desarrollo para el Bienestar con participación público-privada, así como ampliar la red nacional de gasoductos. Estas acciones permitirían apoyar la instalación de plantas de generación eléctrica en regiones con acceso limitado, como Nayarit, Guerrero, Chiapas, Oaxaca y Quintana Roo.
Con el objetivo de avanzar en el desarrollo y suministro de combustibles sostenibles de aviación (SAF), autoridades del sector aeronáutico, energético y ambiental participaron en la Cuarta Mesa Técnica del proyecto “Hoja de Ruta Nacional para el Desarrollo de SAF”, realizada en el Centro Internacional de Instrucción de ASA (CIIASA).
La iniciativa, liderada por Aeropuertos y Servicios Auxiliares (ASA) y la Agencia Federal de Aviación Civil (AFAC), busca consolidar una estrategia nacional para impulsar el uso de SAF en México. Durante el encuentro, se destacó que el país trabaja en siete ejes estratégicos: materias primas, regulación, infraestructura, certificación, investigación, tecnología y financiamiento.
El director general de ASA, Carlos Manuel Merino Campos, subrayó que “si logramos alinear la regulación, apoyar la innovación tecnológica y garantizar materias primas suficientes, estaremos dando un paso decisivo hacia un sector aéreo más limpio, competitivo y responsable”.
ASA, como principal suministrador de turbosina en México, ha sumado aliados clave como la Comisión Nacional de Energía, Pemex y el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático, con el fin de asegurar la viabilidad técnica y económica del SAF. La meta es cumplir con los compromisos internacionales de reducción de emisiones y alcanzar cero emisiones netas en el sector aéreo para 2050, en línea con la Organización de Aviación Civil Internacional (OACI).
Representantes de dependencias como SICT, SENER, SEMARNAT, IATA y Conadesuca coincidieron en que el desarrollo del SAF requiere una visión conjunta, inversión en innovación y compromiso multisectorial. La producción y comercialización de estos combustibles representa una oportunidad para fortalecer la cadena de valor nacional y posicionar a México en el mercado global de aviación sostenible.
La hoja de ruta busca hacer factible el suministro de SAF en el mediano plazo, con acciones concretas que permitan transitar hacia una aviación menos contaminante, sin comprometer el desarrollo económico ni la competitividad del sector.
Honeywell anunció que su tecnología modular de pretratamiento de gas natural licuado (GNL) y sus sistemas de automatización serán implementados en la terminal AMIGO LNG, ubicada en Guaymas, Sonora. El proyecto, desarrollado por Epcilon LNG LLC y LNG Alliance Pte Ltd., busca fortalecer la infraestructura energética en México y mejorar la eficiencia operativa.
La solución modular permitirá eliminar impurezas del gas natural antes de la licuefacción, lo que prolongará la vida útil de los equipos y reducirá riesgos operativos. Además, su diseño compacto facilitará una instalación más rápida y escalable. La terminal también contará con el sistema Experion y la suite ICSS de Honeywell, que brindarán control total de las instalaciones y activación de respuestas ante condiciones peligrosas.
“Esta colaboración con LNG Alliance pone de relieve nuestro enfoque conjunto en la promoción de la seguridad energética global”, señaló Rajesh Gattupalli, presidente de Honeywell UOP. La terminal está diseñada para exportar hasta 7.8 millones de toneladas métricas por año y se espera que entre en operación en 2028.
Con esta participación, Honeywell refuerza su presencia en el sector energético mexicano, alineándose con los objetivos del Plan Sonora y aportando soluciones que combinan automatización, eficiencia y reducción de emisiones.
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