Iberdrola marcó un nuevo hito dentro del sector energético europeo tras poner en funcionamiento el parque Tâmega Norte en Portugal considerado el primer gran proyecto híbrido eólico hidráulico conectado a la red eléctrica de toda la Península Ibérica.
La iniciativa energética forma parte del Complejo del Támega una de las mayores apuestas de infraestructura renovable en Europa que combina generación eólica con almacenamiento hidroeléctrico por bombeo permitiendo optimizar el suministro eléctrico y reforzar la estabilidad de la red energética.
El parque Tâmega Norte se encuentra ubicado entre Braga y Vila Real dentro de los municipios portugueses de Cabeceiras de Basto y Montalegre y contará con una capacidad instalada de 195 MW mediante 27 aerogeneradores Vestas de alta potencia.
Cada turbina incorpora rotores de 172 metros y capacidad individual de 7.2 MW convirtiéndose en uno de los desarrollos eólicos terrestres más potentes instalados actualmente por Iberdrola en Europa.
La producción energética estimada para Tâmega Norte alcanzará aproximadamente 414 GWh anuales mientras Tâmega Sur actualmente en fase de construcción añadirá otros 185 GWh reforzando el suministro renovable de la región.
La inversión conjunta destinada a ambos proyectos supera los 346 millones de euros distribuidos en 237 millones para Tâmega Norte y 109 millones para Tâmega Sur consolidando uno de los mayores desembolsos recientes en energías limpias dentro de Portugal.
Iberdrola destacó que el complejo permitirá evitar la emisión de más de 230 mil toneladas de dióxido de carbono cada año cifra comparable con retirar aproximadamente 100 mil automóviles de circulación o plantar millones de árboles adicionales.
El proyecto cuenta además con el respaldo financiero del Banco Europeo de Inversiones mientras Norges Bank participará estratégicamente con un control cercano al 49% del complejo una vez finalicen todas las etapas operativas.
Uno de los elementos tecnológicos más innovadores del proyecto fue el uso del sistema BladeLifter especializado en el transporte de enormes palas eólicas por caminos montañosos y carreteras estrechas.
Esta tecnología permitió elevar las palas entre 25 y 30 grados reduciendo significativamente la necesidad de modificar carreteras o realizar grandes obras civiles disminuyendo así el impacto ambiental sobre zonas rurales portuguesas.
Durante los momentos de máxima actividad en la construcción del parque participaron cerca de 150 trabajadores incluyendo personal técnico especialistas en salud ambiental supervisores externos operadores logísticos y equipos internacionales de Vestas.
Iberdrola aseguró que el modelo híbrido implementado en el Complejo del Támega representa una solución estratégica para acelerar la electrificación europea mejorar el almacenamiento energético y facilitar la integración masiva de energías renovables en el sistema eléctrico.
Expertos consideran que este tipo de megaproyectos jugarán un papel decisivo en la transición energética europea especialmente ante el crecimiento acelerado del consumo eléctrico y la necesidad de reducir la dependencia de combustibles fósiles.
El exsecretario de Economía y exnegociador del T-MEC, Ildefonso Guajardo, lanzó una fuerte advertencia sobre el futuro del mercado energético mexicano al asegurar que los controles de precios aplicados a combustibles podrían desencadenar problemas de desabasto en distintas regiones del país.
Durante su participación en la Convención Onexpo 2026 celebrada en Mérida Yucatán, Guajardo afirmó que el gobierno mexicano estaría subestimando los riesgos económicos y políticos derivados de mantener precios máximos en gasolina Magna y diésel en medio de un entorno internacional marcado por volatilidad energética y presiones geopolíticas.
Actualmente la gasolina Magna de Pemex mantiene un precio tope cercano a 24 pesos por litro mientras el diésel permanece limitado alrededor de 27 pesos como parte de acuerdos voluntarios impulsados entre autoridades y empresarios gasolineros.
Sin embargo representantes del sector consideran que estos niveles ya no permiten operar de forma rentable en muchas regiones del país debido al aumento de costos logísticos, operativos y fiscales.
Guajardo sostuvo que ningún empresario puede mantenerse indefinidamente dentro de una actividad que genera pérdidas y recordó que históricamente los controles de precios han mostrado resultados negativos en México.
El exfuncionario aseguró que muchos operadores enfrentan dificultades para cubrir gastos básicos como nómina, impuestos y mantenimiento de estaciones de servicio.
“El combustible más caro es el que no se consigue” expresó Guajardo al advertir que algunas estaciones podrían optar por dejar de distribuir determinados combustibles hasta recuperar condiciones mínimas de rentabilidad.
El especialista señaló que si el mecanismo compensatorio vía IEPS resulta insuficiente la alternativa más eficiente sería permitir que el mercado ajuste naturalmente los precios conforme a la realidad internacional de costos energéticos.
Además alertó que la situación energética mexicana podría convertirse en un punto delicado dentro de la próxima renegociación del T-MEC entre México Estados Unidos y Canadá.
Guajardo afirmó que empresarios estadounidenses podrían utilizar las políticas energéticas mexicanas como argumento para señalar presuntas ventajas competitivas a favor de Pemex incluyendo subsidios, condiciones preferenciales de comercialización y estándares diferenciados para combustibles.
Según explicó estas tensiones podrían impactar directamente la competitividad regional y las futuras condiciones comerciales dentro del acuerdo norteamericano.
El exsecretario también pidió al gobierno establecer canales permanentes de diálogo con empresarios gasolineros para evitar confrontaciones que compliquen todavía más el entorno energético nacional.
Especialistas consideran que el incremento global de precios petroleros y la volatilidad geopolítica mantienen bajo fuerte presión tanto a gobiernos como a empresas del sector energético en América del Norte.
Mientras tanto empresarios gasolineros continúan advirtiendo que sostener precios artificialmente bajos podría afectar el suministro y acelerar problemas operativos dentro del mercado nacional de combustibles.
La petrolera Repsol volvió a colocarse en el centro de la polémica energética en España después de que la Asociación Española de Estaciones de Servicio Automáticas (AESAE) presentara una denuncia formal ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) por presunto abuso de posición dominante derivado de su política de descuentos en combustibles.
La asociación considera que las promociones impulsadas por la compañía durante la actual crisis energética internacional podrían provocar un fuerte desequilibrio competitivo y amenazar directamente la viabilidad de numerosas gasolineras independientes y estaciones automáticas en el país.
La ofensiva legal surge en un contexto marcado por la volatilidad de los precios del petróleo y las tensiones geopolíticas en Oriente Próximo que han llevado a grandes operadores energéticos a intensificar estrategias comerciales agresivas para captar clientes.
AESAE solicitó a la CNMC la aplicación de medidas cautelares urgentes para suspender de inmediato las bonificaciones de Repsol argumentando que reproducen efectos similares a las prácticas sancionadas previamente por el organismo regulador.
Cabe recordar que en febrero pasado Competencia impuso una multa de 20.5 millones de euros a empresas vinculadas con Repsol por aplicar políticas consideradas como estrechamiento abusivo de márgenes durante 2022 en plena crisis derivada de la invasión rusa a Ucrania.
En aquella resolución la CNMC sostuvo que ciertas estrategias comerciales afectaban negativamente a estaciones independientes limitando su capacidad para competir dentro del mercado nacional de carburantes.
Ahora AESAE considera que la situación podría repetirse bajo un nuevo esquema comercial basado en descuentos vinculados a servicios energéticos integrados.
Según la denuncia aunque Repsol no estaría recuperando márgenes mediante aumentos de precios mayoristas a competidores sí estaría utilizando los combustibles como producto gancho para atraer contratos de electricidad, gas y otros servicios mediante su ecosistema energético digital.
La petrolera liderada por Antonio Brufau amplió recientemente sus promociones a través de la plataforma Waylet permitiendo a clientes acumular descuentos de hasta 40 céntimos por litro dependiendo de los servicios energéticos contratados.
La estrategia también incluye beneficios especiales para transportistas profesionales y autónomos mediante tarjetas Solred en medio del incremento de costos energéticos internacionales.
Repsol prorrogó además las promociones hasta el próximo 31 de mayo reforzando su apuesta comercial para mantener competitividad dentro del mercado español de combustibles.
Sin embargo operadores independientes advierten que este tipo de campañas podrían acelerar procesos de concentración dentro del sector favoreciendo principalmente a grandes grupos energéticos con capacidad financiera para sostener descuentos prolongados.
Analistas energéticos consideran que la resolución de la CNMC podría convertirse en un precedente relevante para el futuro competitivo del mercado español de combustibles especialmente en un entorno marcado por inflación energética, digitalización y nuevos modelos integrados de comercialización.
Ford Motor Company anunció oficialmente el lanzamiento de Ford Energy una nueva subsidiaria enfocada en sistemas de almacenamiento energético a gran escala en Estados Unidos marcando uno de los movimientos industriales más relevantes del sector energético y tecnológico estadounidense en los últimos años.
La nueva división estará enfocada en desarrollar sistemas BESS para utilities, centros de datos, industrias y grandes clientes comerciales en un momento donde la demanda de almacenamiento energético crece aceleradamente por el avance de la electrificación y las energías renovables.
Ford confirmó que invertirá aproximadamente 2000 millones de dólares para consolidar esta nueva unidad de negocio y comenzar las primeras entregas comerciales a finales de 2027.
La estrategia contempla desplegar al menos 20 GWh anuales de capacidad de almacenamiento energético utilizando infraestructura industrial ya existente dentro de Estados Unidos.
La presidenta de Ford Energy, Lisa Drake, explicó que durante más de un año la compañía trabajó silenciosamente en asegurar cadenas de suministro, adaptar instalaciones industriales y preparar capacidades tecnológicas para responder al crecimiento exponencial del mercado energético norteamericano.
Ford Energy fabricará sistemas de almacenamiento basados en baterías LFP prismáticas integradas en contenedores de 20 pies conocidos como Ford Energy DC Block.
La compañía ofrecerá inicialmente dos configuraciones principales. El modelo FE-250 diseñado para aplicaciones de dos horas y el FE-450 enfocado en operaciones de cuatro horas de almacenamiento energético.
Ambos sistemas incorporarán baterías LFP de alta estabilidad térmica, refrigeración líquida y sistemas avanzados de gestión energética orientados a ofrecer una vida útil estimada de 20 años.
Ford destacó que uno de sus principales objetivos será ofrecer soluciones financieramente confiables para utilities y desarrolladores energéticos que buscan proyectos bancables y sostenibles a largo plazo.
La empresa considera que el crecimiento explosivo de centros de datos, inteligencia artificial, redes eléctricas inteligentes y energías renovables ha generado una enorme necesidad de almacenamiento energético despachable y de alta confiabilidad.
Para acelerar la producción Ford reutilizará capacidad industrial existente en Glendale Kentucky donde adaptará instalaciones previamente destinadas a manufactura de baterías.
La estrategia industrial también busca cumplir requisitos de contenido nacional estadounidense e incentivos asociados a créditos fiscales energéticos fortaleciendo la manufactura doméstica frente a la competencia internacional.
Analistas consideran que la entrada de Ford al negocio BESS podría intensificar la competencia dentro del mercado energético norteamericano actualmente dominado por empresas especializadas en almacenamiento y tecnología de baterías.
El movimiento también refleja cómo grandes fabricantes automotrices están ampliando operaciones más allá del transporte eléctrico para posicionarse dentro de toda la cadena de valor energética.
Ford aseguró que el objetivo no solo será fabricar sistemas de almacenamiento sino también ofrecer soporte técnico, mantenimiento y garantías a largo plazo aprovechando más de 122 años de experiencia industrial de la compañía.
La expansión energética ocurre mientras Estados Unidos acelera inversiones estratégicas para fortalecer resiliencia eléctrica, integración renovable y seguridad energética nacional.
La batería automotriz dejó de ser solo la pieza que permite que arranque el vehículo. En una industria marcada por sistemas eléctricos, software, funciones de seguridad, conectividad y nuevas demandas de energía, este componente adquiere un papel más complejo dentro de la movilidad. Desde Monterrey, Nuevo León, Clarios mostró cómo su operación mexicana integra manufactura, reciclaje, investigación, desarrollo, servicio y economía circular para responder a esta transformación.
Durante un recorrido exclusivo, la compañía presentó sus operaciones en Planta Óptima, ubicada en Ciénega de Flores, y en Planta García, uno de sus centros de reciclaje de baterías. El recorrido permitió observar una cadena que empieza con el diseño y fabricación de fuentes de energía, continúa con su distribución al mercado, regresa a través del reciclaje y vuelve a incorporarse como materia prima para nuevas unidades.
Ismael Salinas, presidente de la Región LATAM de Clarios, explicó que muchas veces el usuario solo ve la batería cuando el vehículo falla, pero no tiene presente todo el sistema que existe detrás de ella. La compañía cuenta con 56 plantas alrededor del mundo y produce cerca de una tercera parte de las baterías que demandan los mercados globales de equipo original y reemplazo. En México, la empresa opera 11 sitios, entre plantas de baterías, centros de distribución, recicladoras, operación de componentes, transporte y oficinas corporativas para Latinoamérica, empleando a más de 4,800 colaboradores en el país.
“Lo correcto es cuando cierras el círculo: no solamente vendes un producto, sino que te aseguras de que, lo que ya no necesitas, se recicle”, señaló Salinas respecto a la definición distintiva que tomó la firma en 1998, buscando su completa recuperación.
Esa transición también cambia la manera de producir. Fernando Cabada, vicepresidente de Operaciones de Baterías para México y Región Andina, explicó que la operación mexicana tiene una capacidad de 42 millones de baterías al año y utiliza aproximadamente 85% de esa capacidad. “Cada tráiler full de peso lleva 1,000 baterías. Entonces, diariamente están saliendo 100 tráilers con baterías nuevas, están llegando 100 tráilers con baterías usadas, están moviendo 100 tráilers las cajas, las tapas y todos los componentes de la operación para México”, detalló. Para el directivo, esa escala refleja una operación “bastante grande y compleja”, que busca ser proveedor preferido para clientes en México, Estados Unidos y dentro de la propia red de Clarios.
La evolución tecnológica se concentra, en buena medida, en baterías AGM, diseñadas para vehículos con mayor demanda eléctrica y sistemas como Start-Stop. Cabada explicó que la planta de Torreón está migrando de tecnología SLI a AGM, mientras Escobedo mantiene especialización en baterías para camiones y equipo pesado, y Celaya atiende principalmente al mercado de equipo original. “La batería AGM es adonde tenemos que ir evolucionando”, señaló, al explicar que la operación también debe avanzar hacia nuevos productos, procesos más eficientes y personal capacitado en el uso de tecnología.
La inversión acompaña esa transición, ya que Clarios logró estructurar propuestas para invertir 654 millones de dólares en México durante un periodo de cuatro a cinco años, principalmente en tecnología AGM. A ello se suman 89 millones de dólares invertidos en automatización en los últimos cuatro años, con robots, cobots, sistemas de visión, montacargas autónomos y pilotos de inteligencia artificial en recicladoras.
Bajo voltaje para vehículos más complejos
La Planta Óptima muestra otra parte de esa transformación. Su gerente, Jorge Casas, explicó que la operación llegó a Ciénega de Flores desde Colorado en 2007, con una capacidad instalada cercana a 2 millones de baterías, produciendo alrededor de 5,400 unidades diarias y fabricando más de 29 millones de baterías Óptima. Sus clientes se ubican en 44 países y la instalación atiende a más de 100 clientes directos alrededor del mundo.
La operación fabrica baterías de tecnología espiral y Flat Plate. En el caso de la línea espiral, Casas explicó que la compresión de las celdas permite mayor tolerancia a la vibración, ciclo de vida más largo y mejor capacidad de recarga. La batería, añadió, está diseñada para aplicaciones con altas exigencias de desempeño, desde vehículos convencionales hasta usos marinos, agrícolas, de competencia o de operación especializada.
“Esta es una batería premium. Esta es una batería que se usa para los profesionales del mundo automotriz”, señaló Casas al describir las aplicaciones de la marca Óptima, destacando que entre el 60% y 70% de la producción mensual se dirige a Estados Unidos y Canadá, con clientes como el gobierno de Estados Unidos, Amazon y AutoZone, además de aplicaciones en Europa, Medio Oriente y Asia-Pacífico.
La complejidad del vehículo moderno aparece con más claridad en la visión tecnológica que presentó Jorge Vázquez, Head of R&D and Product Development de Clarios en México, quien comparó la inteligencia de un avión Boeing 787, estimada en 10 a 15 millones de líneas de código, con la de un vehículo moderno, que puede alcanzar alrededor de 150 millones de líneas de código. Esa cantidad de software, sensores, actuadores y sistemas de seguridad exige una línea de bajo voltaje más estable.
“No importa qué tipo de vehículo es: híbrido, eléctrico, de gasolina o diésel. Va a necesitar tener energizado sistemas que no van a depender de la batería central”, explicó respecto a la búsqueda en investigación y desarrollo por parte de Clarios, buscando gestionar múltiples fuentes de energía distribuidas en el vehículo para evitar inestabilidad en sistemas críticos.
De esta manera, se busca ir más allá de fabricar baterías, lo que incluye fuentes de energía, conversión de voltaje, distribución, estabilidad, diagnóstico y capacidad de anticipar fallas. “Ya no nada más está pensando en solamente las baterías, sino en cómo se genera este ecosistema completo para poder asegurar que damos una solución que mantenga la confiabilidad de los vehículos”, señaló Vázquez.
Como parte de esa estrategia, Clarios comenzó este año en Monterrey la construcción de un centro de inteligencia de energía y sistemas, con la intención de aprovechar el conocimiento de ingenieros mexicanos en desarrollos con alcance global. “Nosotros no estamos trayendo el conocimiento de otro país a México, estamos creando el conocimiento también aquí en México”, afirmó Vázquez sobre una agenda tecnológica incluye baterías de litio, desarrollos en iones de sodio, supercapacitores, sistemas de conversión de voltaje y servicios de monitoreo inteligente.
El cambio también llega al servicio. Jorge Vázquez explicó que Clarios trabaja en sistemas de monitoreo que utilizan sensores, transmisión de datos a la nube e inteligencia artificial para anticipar fallas, especialmente en flotillas. La idea es que un camión, taxi o vehículo de reparto pueda recibir una alerta antes de que la batería falle, programar el reemplazo y evitar una detención no planeada.
Esa visión se conecta con el mercado del reemplazo. Francisco Ceceña, vicepresidente para el negocio de aftermarket en América Latina, explicó que LTH “viene siendo la personificación de todo lo que hacemos dentro de Clarios”. La marca, nacida en Monterrey, tiene 98 años de presencia en el mercado y se ha expandido por México, Centroamérica, el Caribe, Venezuela, Perú y otros mercados de Sudamérica.
Así, el reto ya no es solo colocar una batería en el anaquel, sino sostener la movilidad del usuario, construyendo ecosistemas de servicio, soluciones digitales, socios estratégicos y terceros que permiten atender emergencias. “Cada vez que yo te entrego una batería, me traigo una de regreso”, dijo al hablar del ecosistema de distribuidores, certificaciones legales, transporte, bodegas y manejo de residuos que permite cerrar el ciclo. Según explicó, cada año se cambian alrededor de 13 millones de baterías en México, en un parque vehicular cercano a 40 millones de unidades.
Esa complejidad se incrementa conforme los vehículos esconden las baterías bajo asientos, cajuelas o módulos internos, y requieren equipos, herramientas y técnicos certificados para evitar desprogramaciones o daños. Por ello, la compañía opera más de 700 centros de servicio LTH y trabaja con más de 100 distribuidores, en su mayoría empresas familiares y pymes, que llevan la marca y sus servicios al mercado.
La batería que vuelve a empezar
Lourdes Rubín, directora de Operaciones de Centros de Reciclaje en México, explicó que una recicladora de baterías no debe entenderse como un apéndice ambiental, sino como parte necesaria de la cadena industrial. “Las recicladoras no solo son importantes, son necesarias para este ciclo de vida y es lo que nos da el cierre en lo que es la economía circular”, señaló sobre una perspectiva donde una batería usada no es un residuo final.
“Para nosotros en Planta García la batería desechada es una materia prima”, indicó Rubín respecto a la instalación que recicla al año 19 millones de baterías automotrices y recupera 184,000 toneladas de plomo, 15,000 toneladas de plástico y 32,000 toneladas de sulfato de sodio. Además, permite recuperar hasta 99% de los materiales que integran una batería y reducir hasta 90% la energía necesaria frente a procesos basados en recursos nuevos.
El proceso comienza con la recepción de baterías usadas, provenientes principalmente de México y Estados Unidos. Miguel Treto, gerente de planta, explicó durante el recorrido que la instalación recibe, o “quiebra”, alrededor de 62,000 baterías por día, de cualquier marca, no solo LTH. Después, en el área CX, se realiza la pretrituración mecánica, trituración completa y separación hidromecánica de los principales componentes: plástico, materiales de plomo y electrolito.
El plomo sigue distintas rutas según su composición. La pasta y otros materiales relacionados pasan por tratamiento químico, preparación de carga y hornos rotatorios. Treto describió los hornos como “el corazón de la planta”, porque determinan la velocidad del proceso. La instalación cuenta con cuatro hornos que producen alrededor de 20 toneladas cada cuatro horas, con una producción aproximada de 480 toneladas diarias.
En refinación, el plomo se limpia, se ajusta y se convierte en distintas aleaciones según el uso final de la batería. El producto terminado puede salir en lingotes o bloques y posteriormente se envía a plantas de Clarios en México y Estados Unidos. El polipropileno que se usa en las cajas y tapas, en otro proceso, se lava, extruye y transforma en pellets.
El electrolito también se aprovecha. El proceso permite recuperar agua y generar sulfato de sodio, utilizado como insumo en la industria de detergentes. La planta cuenta además con tratamiento de aguas residuales y sistemas para reducir consumo de agua dentro de la operación.
La misma visión se extiende incluso a la formación técnica y la innovación local a través de proyectos como Bloom Drive Intelligence, un programa desarrollado junto al Tecnológico de Monterrey para impulsar talento especializado, investigación y plataformas de prueba vinculadas con movilidad autónoma. La iniciativa busca que parte del conocimiento asociado a la nueva movilidad se desarrolle en México, en línea con el centro de inteligencia energética que se construye en Monterrey.
En conjunto, la operación muestra una cadena que ya no puede explicarse solo desde la fabricación de baterías. La empresa articula recuperación de materiales, manufactura avanzada, automatización, servicio al mercado y desarrollo tecnológico en un momento en que la industria automotriz exige más energía, más seguridad y mayor estabilidad. En esa transición, la batería automotriz deja de ser una caja negra que el usuario recuerda cuando falla y se convierte en una pieza crítica para sostener la nueva movilidad.
10/11/2025 Economía.- El precio del crudo sube un 15% y el del gas se dispara un 23%, con las Bolsas europeas apuntando caídas.
El precio del petróleo Brent, de referencia en Europa, se disparaba en torno a las 8.17 horas, antes de la apertura de las Bolsas en Europa, más de un 15%, hasta los 107 dólares por barril, aunque ha llegado a perforar, por momentos, los 115 dólares.
ECONOMIA
Europa Press
La Unión Europea alcanzó durante 2025 un récord histórico al convertirse por primera vez en el mayor importador mundial de gas natural licuado superando a China y Japón en medio de la reconfiguración energética global provocada por la guerra en Ucrania y las tensiones geopolíticas en Oriente Medio.
De acuerdo con el informe anual publicado por la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), el bloque europeo elevó sus compras de GNL hasta 146000 millones de metros cúbicos equivalentes a cerca de 1700 TWh consolidando el papel estratégico del gas licuado dentro del sistema energético europeo.
El organismo europeo explicó que el incremento de importaciones responde principalmente a la necesidad de reforzar reservas energéticas tras un invierno con bajos niveles de almacenamiento y al acelerado abandono del suministro procedente de Rusia después de la invasión a Ucrania.
Actualmente el GNL representa aproximadamente 47% de todo el suministro gasífero consumido en Europa mientras la dependencia energética exterior del bloque supera 90%.
Estados Unidos se consolidó como el principal proveedor energético para Europa durante 2025 después de exportar 84000 millones de metros cúbicos equivalentes a 58% de todas las importaciones europeas de GNL y cerca de una cuarta parte del consumo total de gas comunitario.
ACER advirtió que esta dependencia energética hacia Estados Unidos podría seguir aumentando conforme entren en operación nuevas plantas exportadoras norteamericanas y la Unión Europea avance hacia la eliminación total del gas ruso antes de finalizar 2026.
La agencia energética también alertó sobre los riesgos asociados a la concentración de suministro en un solo proveedor debido a que cualquier interrupción operativa o conflicto geopolítico podría provocar fuertes aumentos en los precios internacionales del gas.
El informe destacó además que 2025 marcó un año récord para el crecimiento mundial del mercado de GNL. La producción global aumentó 6% respecto al año anterior mientras se aprobaron inversiones para añadir cerca de 90000 millones de metros cúbicos de nueva capacidad exportadora.
Gran parte de esas nuevas inversiones fueron concentradas nuevamente en Estados Unidos fortaleciendo aún más el posicionamiento norteamericano dentro del mercado energético global.
Otro de los elementos relevantes del informe es el crecimiento de operaciones spot dentro del comercio internacional de GNL. ACER señaló que buena parte del suministro adicional europeo proviene actualmente de operaciones inmediatas fuera de contratos a largo plazo aumentando la exposición europea a volatilidad y fluctuaciones de precios.
El índice holandés TTF continuó siendo la principal referencia de precios para el mercado europeo participando en aproximadamente 74% de todas las operaciones spot registradas durante 2025.
La agencia también analizó el impacto potencial de la crisis en Oriente Medio sobre el mercado energético internacional. Según ACER un cierre prolongado del estrecho de Ormuz podría eliminar hasta 112000 millones de metros cúbicos de capacidad exportadora global debido a que Qatar y Emiratos Árabes Unidos concentran alrededor de 20% de las exportaciones mundiales de GNL.
Especialistas consideran que un escenario de interrupción total elevaría considerablemente la competencia internacional por cargamentos de gas licuado generando nuevas presiones inflacionarias y encarecimiento energético global.
Ante este contexto algunos países asiáticos ya comenzaron a incrementar nuevamente el uso de carbón para generación eléctrica mientras naciones europeas como Alemania, Italia y Países Bajos también recurrieron temporalmente a combustibles fósiles tradicionales para reforzar estabilidad energética.
ACER concluyó que el futuro energético europeo dependerá en gran medida de la velocidad con la que avance la electrificación, las energías renovables y las tecnologías bajas en carbono dentro del bloque comunitario.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) atraviesa una de las mayores crisis de producción de su historia después de registrar una caída cercana al 34% en su bombeo conjunto como consecuencia directa de la guerra en Irán y las restricciones marítimas en el estrecho de Ormuz.
El informe mensual publicado por la organización energética confirmó que la producción total del bloque cayó hasta 18.98 millones de barriles diarios durante abril lo que representa una pérdida acumulada de 9.67 millones de barriles diarios respecto a febrero.
La magnitud del desplome ya supera incluso el histórico recorte voluntario aplicado por la OPEP hace seis años durante la crisis petrolera provocada por la pandemia mundial.
Arabia Saudita fue uno de los países más afectados después de reducir su producción desde 10.11 hasta 6.77 millones de barriles diarios equivalente a una caída superior al 33%.
Sin embargo las mayores pérdidas proporcionales fueron registradas por Kuwait e Irak. Kuwait redujo su bombeo cerca de 77% pasando de 2.58 a apenas 0.6 millones de barriles diarios mientras Irak perdió alrededor de 67% al caer desde 4.18 hasta 1.38 millones.
Irán también continuó registrando descensos en producción energética. El país pasó de 3.24 millones de barriles diarios en febrero a 2.85 millones durante abril en medio de las tensiones militares y restricciones logísticas derivadas del conflicto regional.
El estrecho de Ormuz continúa siendo el principal punto crítico para el mercado energético internacional debido a que normalmente por esta vía marítima circula aproximadamente 20% del petróleo comercializado en el planeta.
La situación ha provocado severas interrupciones logísticas, reducción de exportaciones y acumulación de inventarios dentro de países productores del Golfo Pérsico afectando tanto a la OPEP como a la alianza OPEP+ liderada junto con Rusia.
La producción total de la alianza OPEP+ cayó hasta 33.19 millones de barriles diarios en abril equivalente a una disminución cercana al 10% respecto a febrero dejando prácticamente suspendidos los incrementos de producción que estaban programados para abril, mayo y junio.
Mientras algunos productores como Venezuela, Libia, Nigeria y Argelia lograron incrementos moderados de producción estos aumentos siguen siendo insuficientes para compensar el desplome histórico registrado por los principales exportadores del bloque.
En paralelo la OPEP también redujo sus previsiones de crecimiento de demanda petrolera mundial para 2026 estimando ahora un incremento de apenas 1.17 millones de barriles diarios cifra inferior a la prevista anteriormente.
La organización proyecta que el consumo global alcanzará 106.33 millones de barriles diarios durante este año y 107.87 millones en 2027 siempre y cuando el tránsito marítimo internacional pueda estabilizarse nuevamente.
El escenario contrasta fuertemente con las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) que anticipa una contracción de demanda mundial cercana a 420000 barriles diarios debido al impacto económico de la guerra y las restricciones energéticas en Oriente Medio.
Especialistas energéticos consideran que la volatilidad del mercado petrolero podría continuar durante los próximos meses mientras persistan los problemas logísticos en Ormuz y las tensiones geopolíticas entre Estados Unidos, Irán e Israel.
México contará con un nuevo modelo de inversión mixta, ahora el esquema garantiza la compra gubernamental de electricidad corporativa durante 25 años, así lo dijo Luz Elena González Escobar, titular de la Secretaría de Energía, durante el Foro Construyendo oportunidades… crecimiento económico con equidad.
Explicó que la dependencia diseñó la estrategia para erradicar el riesgo financiero de los inversionistas privados. Las autoridades buscan incorporar 10 gigavatios de capacidad renovable al Sistema Eléctrico Nacional mediante asociaciones económicas rentables, seguras y altamente bancables.
«Utilizamos contratos de energía con una duración de hasta 25 años que garantizan la compra del 70% de la energía a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y da la opción para comercializar el restante», explicó la funcionaria.
La segunda convocatoria pública atrajo más de 300 propuestas corporativas en el país. El gobierno evalúa actualmente 75 carpetas de inversión, las cuales cumplieron todos los requisitos técnicos, económicos y normativos exigidos por el marco legal vigente.
Señaló que el modelo mixto autoriza a las firmas a comercializar un porcentaje de la energía generada en el mercado abierto. Las bases del acuerdo protegen el flujo de ingresos de las compañías y aseguran la viabilidad de los nuevos parques solares y eólicos.
«Reduce el riesgo de la inversión al mínimo. Prácticamente el único riesgo que se corre en esta asociación es durante el periodo de construcción, porque durante el periodo de operación está garantizado el ingreso de estos proyectos», detalló González Escobar.
Trámites ágiles para energía limpia
Aunado a esto, indicó que autoridades habilitaron una ventanilla única de autoconsumo para facilitar el ingreso de capitales al país. Esta plataforma digital simplifica los permisos gubernamentales para proyectos de generación eléctrica que operan en un rango de 0.7 a 20 megavatios.
El sistema concentra nueve trámites administrativos diferentes y coordina a cuatro instituciones regulatorias en una misma ruta de validación. La centralización recorta en un 60% el tiempo de espera de las empresas para obtener las resoluciones correspondientes.
«Otorgamos algunos permisos de generación y en esta mesa estamos viendo que esas inversiones puedan concretizarse. Que una vez terminadas las ingenierías por parte de los proyectos, se pueda proceder a su construcción de manera inmediata», aseguró la secretaria.
Deuda de Pemex, en niveles mínimos
En el rubro de hidrocarburos, González aseguró que Petróleos Mexicanos (Pemex) registró pasivos por 79,000 millones de dólares durante el primer trimestre de 2026. La cifra constituye el nivel de endeudamiento más bajo de la empresa tras reportar picos de 120,000 millones.
La mejora en los balances permitió a la petrolera estatal liquidar facturas de sus contratistas por 580,000 millones de pesos. Durante los primeros tres meses de este año, la compañía pagó otros 152,00 millones adicionales a sus proveedores.
«La empresa volvió exitosamente al mercado local de capitales, realizando una emisión de 31,500 millones de pesos de certificados bursátiles. La cual tuvo una sobredemanda fenomenal, 2.5 veces el monto ofertado», expuso la funcionaria federal.
El Gobierno implementó un plan para ajustar los compromisos de la compañía a su verdadera capacidad operativa y de extracción. La estrategia financiera logró una reducción del 19% en los niveles de deuda en comparación con el año 2018.
Las metas actuales exigen mantener la producción diaria en 1.8 millones de barriles de crudo hasta finalizar la década. La petrolera ejecuta más de 200 proyectos de exploración para abastecer el Sistema Nacional de Refinación y generar destilados de alto valor.
«Hace muchos años se utilizó la deuda prácticamente para pagar impuestos en este país. Había que hacer un plan financiero especial que permitiera que su deuda fuera en función de su capacidad productiva y poder avanzar en esta reestructuración», concluyó.
América Latina atraviesa uno de los cambios energéticos más acelerados de las últimas décadas después de que la generación solar y eólica multiplicara su participación dentro de la matriz eléctrica regional pasando de apenas 3% hace diez años hasta niveles cercanos a 20% en la actualidad.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) advirtió que este crecimiento renovable está obligando a los países de la región a modernizar regulaciones, acelerar inversiones en redes eléctricas, almacenamiento energético y avanzar hacia una integración regional mucho más profunda.
Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLACDE, señaló que el principal desafío ya no consiste únicamente en instalar más capacidad renovable sino en adaptar completamente los sistemas eléctricos a una nueva dinámica tecnológica y comercial dominada por energías variables como la solar y la eólica.
Según explicó el organismo regional, la rápida expansión renovable comenzó a generar nuevos problemas técnicos relacionados con saturación de redes, vertimientos de energía y necesidad de incorporar almacenamiento con baterías para garantizar estabilidad operativa.
Rebolledo indicó que tecnologías como inversores grid-forming y nuevos servicios complementarios relacionados con la inercia eléctrica están ganando importancia dentro de los mercados energéticos latinoamericanos.
El directivo afirmó que países como Chile ya enfrentan de forma urgente estos desafíos regulatorios debido al elevado crecimiento renovable mientras otras economías de la región todavía continúan en etapas iniciales de expansión energética.
OLACDE también destacó que las señales regulatorias serán decisivas para atraer inversiones privadas hacia proyectos eléctricos, almacenamiento y transmisión energética durante los próximos años.
En el caso de México, Rebolledo consideró positiva la apertura impulsada recientemente hacia proyectos privados y renovables señalando que el país comienza nuevamente a generar condiciones más atractivas para la inversión energética.
Otro de los puntos centrales mencionados por el organismo fue la necesidad de fortalecer integración energética regional mediante interconexiones eléctricas y armonización regulatoria entre países latinoamericanos.
La organización considera que muchos sistemas de transmisión existentes continúan subutilizados por barreras económicas y políticas pese a que la región cuenta con enormes ventajas de complementariedad climática, tecnológica y horaria.
OLACDE señaló además que las microrredes y la generación distribuida jugarán un papel clave para ampliar acceso energético en comunidades rurales donde todavía cerca de 2% de la población latinoamericana permanece sin electricidad.
La región también enfrenta importantes desafíos estructurales debido a que aproximadamente 45% de la generación eléctrica latinoamericana todavía depende de hidroelectricidad lo que aumenta vulnerabilidad frente a fenómenos climáticos extremos.
Rebolledo subrayó que el crecimiento de energías renovables debe acompañarse de electrificación industrial, desarrollo de hidrógeno verde y creación de cadenas manufactureras regionales ligadas a tecnologías limpias como paneles solares y movilidad eléctrica.
El organismo considera que países como Brasil, México y Argentina cuentan con capacidad industrial suficiente para convertirse en actores estratégicos dentro de la transición energética global siempre y cuando existan políticas públicas estables y voluntad política.
Analistas energéticos consideran que América Latina podría transformarse en uno de los principales polos mundiales de energía limpia durante la próxima década si logra acelerar inversiones en infraestructura eléctrica, almacenamiento y modernización regulatoria.
Iberdrola | bp pulse consolidó su posición como uno de los mayores operadores de infraestructura de recarga eléctrica en Europa después de superar los 2500 puntos de carga operativos distribuidos entre España y Portugal durante 2026.
La expansión representa uno de los despliegues más acelerados dentro del mercado ibérico de movilidad eléctrica y refuerza la estrategia de electrificación impulsada por Iberdrola y bp pulse para responder al crecimiento de vehículos eléctricos y transporte sostenible en ambos países.
Actualmente la compañía cuenta con más de 2000 puntos de recarga activos en España y cerca de 500 en Portugal cubriendo corredores estratégicos, áreas metropolitanas y zonas logísticas de alta demanda energética.
Las comunidades españolas con mayor número de estaciones instaladas son Andalucía con casi 400 puntos de carga seguida de Comunidad Valenciana y Madrid donde ya operan cerca de 300 estaciones en cada región.
Uno de los aspectos más importantes del crecimiento de la red es el avance de la recarga ultrarrápida. Cerca de 70% de los cargadores instalados funcionan con potencias de entre 150 y 600 kW permitiendo reducir significativamente los tiempos de recarga para usuarios particulares y flotas empresariales.
La empresa confirmó además que ya supera los 1700 puntos de alta potencia dentro de toda la infraestructura desplegada en la Península Ibérica.
Pablo Pirles, director general de Iberdrola | bp pulse, destacó que el objetivo principal de la compañía es seguir desarrollando una red de recarga más extensa, fiable y accesible que permita acelerar la transición hacia la movilidad eléctrica tanto en España como en Portugal.
Otro de los pilares estratégicos del grupo es la electrificación del transporte pesado. Actualmente la empresa dispone de más de 120 puntos de recarga compatibles con camiones eléctricos y vehículos industriales dentro de Iberia.
Entre los proyectos más relevantes destaca la puesta en marcha del primer sistema Megawatt Charging System del sur de Europa capaz de operar con potencias superiores a 1000 kW diseñado especialmente para transporte de mercancías de larga distancia.
El crecimiento operativo también comienza a generar impactos ambientales relevantes. Durante 2026 la compañía evitó más de 15000 toneladas de emisiones de CO₂ gracias a una red alimentada completamente mediante energía renovable certificada con Garantía de Origen.
Además del beneficio ambiental Iberdrola | bp pulse considera que el despliegue de infraestructura eléctrica ayuda a fortalecer independencia energética regional y disminuir dependencia de combustibles fósiles importados.
La expansión continuará acelerándose después de que la compañía obtuviera 12.2 millones de euros del programa Moves Corredores destinados a financiar 41 nuevos proyectos de infraestructura energética y sistemas de almacenamiento en 29 provincias españolas.
Entre las nuevas aperturas destacan instalaciones en Sanlúcar de Barrameda, Almería, Valencia, San Sebastián de los Reyes, Vigo, Alicante, Córdoba y distintas ciudades portuguesas como Odivelas, Seixal y Paços de Ferreira.
Analistas consideran que el crecimiento de Iberdrola | bp pulse refleja la rápida transformación energética que atraviesa Europa donde empresas eléctricas y petroleras aceleran inversiones en movilidad sostenible frente al crecimiento del mercado de vehículos eléctricos.
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