El conflicto geopolítico en Medio Oriente continúa escalando después de que el Ejército de Estados Unidos confirmara que ya suman 67 los buques comerciales desviados o bloqueados en el estrecho de Ormuz tras un mes completo de restricciones marítimas implementadas por Washington.
El Mando Central del Ejército estadounidense (CENTCOM) informó que las operaciones navales continúan activas en la zona estratégica del Golfo Pérsico como parte de las medidas impulsadas por la administración del presidente Donald Trump en medio de la tregua indefinida y las complejas negociaciones diplomáticas con Irán.
De acuerdo con la información oficial, las fuerzas navales estadounidenses han interceptado y redireccionado decenas de embaraciones comerciales relacionadas con operaciones portuarias iraníes, mientras mantienen vigilancia permanente sobre el tránsito marítimo internacional en una de las rutas energéticas más importantes del planeta.
CENTCOM señaló que únicamente 15 embarcaciones vinculadas con ayuda humanitaria recibieron autorización para cruzar la zona restringida durante el periodo de bloqueo. Además, fuerzas militares estadounidenses abordaron cuatro navíos con el objetivo de verificar cumplimiento de las restricciones marítimas impuestas por Washington.
La tensión aumentó todavía más esta semana después de que fuerzas navales estadounidenses realizaran disparos de advertencia con armas ligeras para obligar a dos cargueros a modificar su trayectoria y abandonar el área restringida tras comunicaciones directas por radio.
El estrecho de Ormuz continúa siendo uno de los principales focos de preocupación para el mercado energético internacional debido a que por este corredor marítimo transitaba antes del conflicto aproximadamente 20% del petróleo y gas natural licuado consumido en el mundo.
Especialistas consideran que el mantenimiento del bloqueo podría seguir afectando cadenas logísticas internacionales, exportaciones energéticas y costos globales del transporte marítimo durante los próximos meses.
La incertidumbre también mantiene elevada la volatilidad en los mercados petroleros internacionales mientras inversionistas monitorean cualquier avance diplomático entre Estados Unidos e Irán relacionado con un posible cese definitivo de hostilidades.
Analistas energéticos advierten que cualquier prolongación de las restricciones marítimas podría provocar nuevas presiones sobre los precios internacionales del crudo, especialmente si continúan afectándose exportaciones desde países productores del Golfo Pérsico.
La administración estadounidense sostiene que las medidas buscan garantizar seguridad regional y cumplimiento de restricciones internacionales mientras continúan las negociaciones diplomáticas relacionadas con el conflicto en Medio Oriente.
Por Janneth Quiroz Zamora, Directora de Análisis Económico, Cambiario y Bursátil de Monex
El panorama energético global para 2026 cambió radicalmente en cuestión de semanas. Lo que a finales de 2025 parecía ser un año de relativa moderación en los precios de la energía se transformó, tras la escalada del conflicto en Medio Oriente, en un escenario de fuerte presión inflacionaria y alta volatilidad. En su más reciente reporte Commodity Markets Outlook, el Banco Mundial modificó de forma importante sus previsiones y ahora anticipa que los precios energéticos subirán con fuerza durante el resto del año, configurando uno de los mayores choques desde la crisis derivada de la invasión rusa a Ucrania en 2022.
De acuerdo con el organismo, el índice global de precios de la energía aumentará alrededor de 24% en 2026, impulsado principalmente por las disrupciones derivadas de la guerra en Medio Oriente. Esta revisión representa un giro drástico respecto a las proyecciones publicadas apenas meses atrás, cuando el escenario base contemplaba una moderación gradual. Ahora, el conflicto ha obligado a replantear completamente las expectativas. El Banco Mundial estima que el precio promedio del crudo Brent podría ubicarse alrededor de 86 dólares por barril durante el año, aunque advierte que episodios de mayor tensión podrían llevarlo temporalmente por encima de los 100 dólares.
El principal detonante detrás de esta revisión es la interrupción parcial del tránsito energético en el Estrecho de Ormuz, una de las rutas más importantes del comercio mundial de hidrocarburos. Por esta vía circula cerca de una quinta parte del petróleo global, por lo que cualquier restricción tiene efectos inmediatos sobre los mercados. La incertidumbre sobre la duración del conflicto ha elevado las primas de riesgo y ha encarecido no solo el petróleo, sino también el gas natural y productos refinados.
Pero el Banco Mundial advierte que el impacto va mucho más allá del sector energético. El encarecimiento de la energía está presionando al alza otros commodities estratégicos, especialmente fertilizantes, cuyos precios podrían aumentar 31% en 2026. Esto introduce un riesgo adicional para los precios de alimentos y podría generar presiones inflacionarias persistentes en economías emergentes. En otras palabras, el choque energético amenaza con trasladarse al resto de la economía global.
Para las economías avanzadas, el efecto inmediato será una inflación más resistente. Diversos bancos centrales ya han advertido que podrían mantener el nivel actual de sus tasas de interés más tiempo para contener el impacto del encarecimiento energético. En Europa y Estados Unidos, por ejemplo, la inflación ya muestra señales de repunte impulsadas por mayores costos energéticos.
Para países como México, el escenario presenta una mezcla de oportunidades y riesgos. Por un lado, precios elevados del petróleo pueden fortalecer los ingresos públicos y mejorar la balanza comercial energética. Por otro, un aumento sostenido en combustibles y electricidad presionaría la inflación interna.
La clave para lo que resta del año estará en la duración del conflicto. Si la tensión disminuye, los precios podrían estabilizarse gradualmente hacia finales de 2026. Pero si las interrupciones persisten, el mundo podría enfrentar un nuevo ciclo de inflación energética con implicaciones profundas para el crecimiento global.
Más allá de las cifras, el mensaje del Banco Mundial es claro: 2026 será un recordatorio de que la energía sigue siendo el termómetro más sensible de la economía mundial. Y cuando ese termómetro se dispara, el impacto se siente en todos los rincones del planeta.
Los precios internacionales del petróleo registraron fuertes incrementos este martes después de que las negociaciones para alcanzar un acuerdo de paz entre Estados Unidos e Irán mostraran nuevos bloqueos diplomáticos que mantienen elevada la incertidumbre sobre el suministro energético mundial.
El crudo Brent avanzó 3.56 dólares equivalente a un incremento de 3.42% para cerrar en 107.77 dólares por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) estadounidense subió 4.11 dólares o 4.19% hasta ubicarse en 102.18 dólares por barril.
La subida ocurre apenas un día después de que ambos indicadores ya habían registrado incrementos cercanos a 3%, reflejando la creciente preocupación de inversionistas y operadores energéticos sobre la evolución del conflicto en Medio Oriente y las afectaciones sobre las exportaciones petroleras internacionales.
El presidente de Estados Unidos Donald Trump afirmó que el alto al fuego permanece en una situación crítica debido a desacuerdos entre Washington y Teherán relacionados con el levantamiento de bloqueos marítimos, exportaciones petroleras iraníes, cese de hostilidades y compensaciones derivadas de la guerra.
Las tensiones continúan concentrándose sobre el estrecho de Ormuz, una de las rutas energéticas más estratégicas del planeta por donde antes del conflicto transitaba cerca de 20% del petróleo y gas natural licuado consumido globalmente.
La Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) actualizó además sus proyecciones y advirtió que el estrecho podría permanecer parcialmente cerrado hasta finales de mayo, ampliando significativamente sus previsiones anteriores que apuntaban a una normalización hacia finales de abril.
El organismo energético estadounidense considera que incluso después de la reapertura marítima, la producción petrolera mundial y los flujos comerciales internacionales podrían tardar hasta finales de 2026 o principios de 2027 en recuperar los niveles previos al conflicto.
Las interrupciones logísticas ya comienzan a reflejarse directamente sobre la oferta global de crudo. Una encuesta publicada por Reuters mostró que la producción de petróleo de la OPEP durante abril cayó a su nivel más bajo en más de dos décadas debido a las restricciones de exportación y saturación de almacenamiento.
Según cálculos de la EIA, durante abril dejaron de producirse aproximadamente 10.5 millones de barriles diarios en Medio Oriente como consecuencia de las limitaciones operativas derivadas del cierre parcial de Ormuz.
Además, el organismo prevé que las afectaciones podrían alcanzar un pico cercano a 10.8 millones de barriles diarios durante mayo, debido a la presión sobre los sistemas de almacenamiento que obliga a productores regionales a disminuir aún más la extracción petrolera.
Analistas energéticos consideran que el conflicto en Medio Oriente continúa demostrando la enorme sensibilidad del mercado petrolero frente a cualquier interrupción logística en zonas estratégicas y advierten que la volatilidad podría mantenerse elevada durante los próximos meses.
Repsol confirmó la llegada a España del primer cargamento de crudo procedente de Venezuela como parte del nuevo mecanismo de pago acordado con Petróleos de Venezuela (PDVSA) por la producción de gas natural desarrollada en el proyecto energético Cardón IV.
El acuerdo marca un nuevo avance dentro de la estrategia de cooperación energética entre la petrolera española, la italiana Eni y el Gobierno venezolano en medio de un escenario internacional marcado por cambios regulatorios y flexibilización parcial de sanciones estadounidenses sobre el sector energético venezolano.
El proyecto Cardón IV es operado conjuntamente por Repsol y Eni bajo una participación de 50% para cada compañía y representa uno de los desarrollos gasíferos más importantes de Venezuela debido a su impacto sobre la generación eléctrica nacional y el suministro energético interno.
El convenio firmado con PDVSA y autoridades venezolanas busca garantizar la estabilidad operativa y financiera de la producción de gas durante todo 2026 además de establecer nuevos mecanismos de compensación mediante cargamentos progresivos de petróleo enviados directamente a Europa.
La operación fue posible gracias a la Licencia General 50A emitida por la Oficina de Control de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro de Estados Unidos que autoriza determinadas transacciones energéticas relacionadas con operaciones petroleras y gasíferas en Venezuela. ()
El consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, ha señalado en distintas ocasiones que la compañía está preparada para expandir agresivamente su producción petrolera en territorio venezolano si se mantienen las actuales condiciones regulatorias y operativas.
Actualmente Repsol produce alrededor de 45000 barriles diarios en Venezuela principalmente en el proyecto Petroquiriquire donde recientemente firmó un nuevo acuerdo con PDVSA para recuperar control operativo y ampliar producción. La empresa proyecta elevar su producción bruta en 50% durante los próximos 12 meses y triplicarla en un plazo de tres años. ()
Además de petróleo, Repsol y Eni también buscan incrementar la producción de gas natural en Cardón IV. Datos recientes indican que las compañías pretenden elevar gradualmente el bombeo desde aproximadamente 580 millones hasta 645 millones de pies cúbicos diarios mediante mejoras operativas e infraestructura adicional.
Analistas consideran que el regreso de cargamentos petroleros venezolanos hacia Europa representa un cambio importante dentro del mercado energético internacional y refleja el interés de compañías globales por recuperar posiciones dentro de uno de los países con mayores reservas de hidrocarburos del planeta.
El fortalecimiento de las operaciones de Repsol en Venezuela también ocurre en un contexto de mayor competencia internacional por asegurar suministro energético estable ante la volatilidad global del petróleo y gas derivada de conflictos geopolíticos y restricciones logísticas internacionales.
La crisis geopolítica en Medio Oriente continúa golpeando al sector energético global después de que Adnoc Gas confirmara que el complejo de Habshan, considerado la mayor planta gasista de Emiratos Árabes Unidos, no recuperará su capacidad operativa total hasta el año 2027 tras los ataques sufridos durante abril en el contexto del conflicto regional relacionado con Irán.
La filial gasista de Abu Dhabi National Oil Company informó que los ataques registrados los días 3 y 8 de abril obligaron a activar protocolos de emergencia y continuidad operativa dentro de una de las instalaciones energéticas más importantes de la región del Golfo Pérsico.
Actualmente Adnoc Gas logró restaurar aproximadamente 60% de la capacidad de procesamiento de Habshan y proyecta alcanzar cerca de 80% hacia finales de 2026 mientras continúan las labores técnicas de recuperación. La empresa espera recuperar completamente la operación de la planta durante 2027.
Pese a que algunas unidades de procesamiento permanecen fuera de servicio, la compañía aseguró que el suministro general de gas dentro de la red energética de Emiratos Árabes Unidos fue restablecido de manera sustancial para mantener el abastecimiento de clientes nacionales y operaciones industriales estratégicas.
La situación ocurre en medio de crecientes tensiones sobre el estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más importantes para el comercio mundial de petróleo y gas natural licuado. Las interrupciones logísticas y restricciones de transporte continúan afectando exportaciones energéticas y elevando la volatilidad de los mercados internacionales.
El impacto financiero ya comenzó a reflejarse en los resultados de Adnoc Gas. Durante el primer trimestre de 2026 la compañía reportó una utilidad neta de 1079 millones de dólares equivalente a una caída interanual de 15%.
Asimismo el EBITDA retrocedió 15% hasta 1824 millones de dólares mientras los ingresos disminuyeron 18% al ubicarse en 5003 millones de dólares, reflejando las complicaciones derivadas de las tensiones geopolíticas y la interrupción del transporte marítimo.
Fatema Al Nuaimi, directora ejecutiva de Adnoc Gas, señaló que el trimestre estuvo marcado por una perturbación externa excepcional aunque destacó la capacidad de resiliencia financiera y operativa de la compañía frente al escenario energético actual.
La empresa advirtió además que el cierre parcial del estrecho de Ormuz podría provocar un impacto negativo adicional sobre las ganancias netas del segundo trimestre de entre 400 y 600 millones de dólares si las operaciones marítimas no logran normalizarse antes del cierre de junio.
Pese al entorno adverso, Adnoc Gas considera que los precios internacionales más altos del gas natural licuado y del gas licuado de petróleo podrían ayudar a compensar parte de los volúmenes diferidos durante la segunda mitad de 2026 si el flujo marítimo en Ormuz logra estabilizarse.
La compañía mantiene previsiones de ganancias anuales para 2026 dentro de un rango de entre 3500 y 4000 millones de dólares, aunque reconoce que el comportamiento del conflicto geopolítico seguirá siendo uno de los factores más importantes para el mercado energético mundial.
Rio de Janeiro - Edifício sede da Petrobras no Centro do Rio. (Fernando Frazão/Agência Brasil)
Petrobras confirmó que enviará representantes a México para explorar nuevas oportunidades de negocio con Pemex en lo que podría convertirse en una de las alianzas energéticas más relevantes de América Latina durante los próximos años.
La directora ejecutiva de la petrolera brasileña, Magda Chambriard, explicó durante una conferencia con analistas que la compañía sudamericana mantiene un fuerte interés en desarrollar proyectos conjuntos con Pemex especialmente en la zona mexicana del Golfo de México, donde identifican importantes oportunidades en aguas ultraprofundas.
La empresa considera que gran parte de la región continúa poco desarrollada en términos de exploración y producción avanzada, un segmento donde Petrobras se ha consolidado como una de las compañías con mayor experiencia técnica y operativa del mundo gracias a sus proyectos offshore en Brasil.
El avance de las conversaciones ocurre después de que el presidente brasileño Luiz Inácio Lula da Silva propusiera formalmente una alianza energética entre Petrobras y Pemex a la presidenta de México Claudia Sheinbaum durante conversaciones bilaterales realizadas este año.
Posteriormente, Sheinbaum sostuvo una reunión de alto nivel con Magda Chambriard en Palacio Nacional donde ambas partes discutieron posibles esquemas de colaboración relacionados con exploración petrolera, producción de hidrocarburos, refinación y biocombustibles.
Petrobras también confirmó que analiza oportunidades para participar junto a Pemex en la explotación de yacimientos maduros y en proyectos vinculados con refinación dentro de territorio mexicano. Chambriard incluso destacó que refinar petróleo directamente en México representaría ventajas logísticas y comerciales importantes para ambos países. ()
La petrolera brasileña lleva varios años impulsando una estrategia internacional enfocada en aumentar reservas petroleras y expandir operaciones fuera de Brasil. Dentro de ese plan, México aparece como uno de los mercados prioritarios debido a su potencial en exploración marítima y a la cercanía geográfica con infraestructura de refinación y exportación.
Especialistas consideran que una posible asociación entre Petrobras y Pemex podría aportar tecnología avanzada, experiencia en aguas profundas y nuevos esquemas de colaboración industrial para fortalecer la producción energética mexicana en un momento donde Pemex busca estabilizar sus finanzas y aumentar producción de hidrocarburos.
Además de México, Petrobras confirmó que también estudia oportunidades energéticas en Venezuela, aunque la empresa aclaró que actualmente esas evaluaciones permanecen en etapas preliminares.
Analistas del sector consideran que el acercamiento entre Petrobras y Pemex refleja un nuevo escenario de integración energética regional impulsado por gobiernos latinoamericanos interesados en fortalecer cooperación industrial, seguridad energética y proyectos estratégicos de largo plazo.
Una fuerte explosión registrada en la refinería de Salina Cruz operada por Petróleos Mexicanos encendió las alertas de emergencia en Oaxaca después de que el incidente dejara seis personas lesionadas dentro de una de las instalaciones industriales más importantes del país.
El accidente ocurrió alrededor de las 20:30 horas del lunes 11 de mayo en la torre de enfriamiento de la Planta Hidros II ubicada al interior del complejo petrolero de Salina Cruz en el Istmo de Tehuantepec.
Pemex informó que las seis personas afectadas fueron trasladadas de inmediato a hospitales cercanos para recibir atención médica especializada. Entre los lesionados se encuentran tres trabajadores de la empresa estatal incluyendo dos mujeres, así como tres empleados pertenecientes a compañías contratistas que participaban en labores dentro de la instalación.
La empresa productiva del Estado aseguró que el incendio derivado de la explosión fue controlado rápidamente por brigadas internas de emergencia y bomberos industriales, además de señalar que no existe riesgo para la población ubicada en zonas cercanas a la refinería.
A pesar del incidente, Pemex sostuvo que las operaciones generales del complejo continúan funcionando con normalidad y garantizó el abastecimiento de combustibles para la región sur del país.
Las primeras investigaciones apuntan a que la explosión habría ocurrido durante trabajos de soldadura realizados en la torre de enfriamiento. Manuel Alberto Maza, titular de Protección Civil de Oaxaca, explicó que posiblemente permanecían residuos de combustible dentro de la estructura al momento de las labores técnicas, situación que pudo haber provocado el incendio posterior a la explosión.
El funcionario indicó que una posible falta de drenado completo dentro del sistema de enfriamiento pudo generar acumulación de materiales inflamables capaces de detonar durante las maniobras de mantenimiento industrial.
Tras el accidente, el Gobierno de Oaxaca activó protocolos de revisión y supervisión en colonias cercanas a la refinería con apoyo de la Coordinación Estatal de Protección Civil y Gestión de Riesgos. Las brigadas realizaron inspecciones en viviendas para descartar daños estructurales y emitir recomendaciones preventivas a la población.
Asimismo, instituciones del sector salud mantuvieron activos protocolos de atención inmediata para responder ante cualquier posible afectación adicional. Hasta el momento no se reportan más personas hospitalizadas ni daños mayores fuera del complejo industrial.
La refinería de Salina Cruz es considerada una de las instalaciones estratégicas más importantes para el sistema energético nacional debido a su capacidad de procesamiento y distribución de combustibles en el sur y centro del país.
Especialistas del sector energético señalan que incidentes de este tipo vuelven a colocar atención sobre las condiciones operativas, protocolos de mantenimiento y seguridad industrial dentro de la infraestructura petrolera mexicana.
El hidrógeno enfrenta un reto que no es de producción ni de almacenamiento, sino de medición. Sin un caudalímetro certificado para transferencia de custodia, no es posible establecer contratos comerciales de compraventa, cumplir con requisitos regulatorios de inyección en red, ni verificar la eficiencia de los procesos de producción. Hasta ahora, ese instrumento no existía para hidrógeno puro en condiciones industriales. El FLOWSIC610 de Endress+Hauser es el primero en obtener la certificación MID para esa función.
El mercado de hidrógeno atraviesa una fase de ajuste. Después de un periodo de sobreexpectativa que elevó valoraciones de empresas del sector entre 2020 y 2021 para luego revertirlas, los proyectos en operación y en planificación continúan creciendo con una lógica más orientada a viabilidad técnica y económica.
Según datos de la Agencia Internacional de Energía citados por Moritz Siegfried, de Endress+Hauser SICK, durante el Global Forum 2026, el número de proyectos globales de hidrógeno aumentará significativamente hacia 2030. Esto implicará un desplazamiento geográfico hacia regiones con energía renovable más barata, lo que exige transporte de larga distancia y mediciones precisas en cada punto de transferencia comercial.
El problema técnico
El hidrógeno no puede medirse con los instrumentos diseñados para gas natural debido a las diferencias físicas entre ambos gases. El hidrógeno es ocho veces más ligero que el gas natural, con una densidad de 0.089 kg/m³ frente a 0.75 del gas natural típico; además, su velocidad del sonido es de 1,300 m/s, tres veces superior, lo que altera directamente el principio de funcionamiento de los caudalímetros ultrasónicos.
Su permeabilidad molecular es considerablemente mayor, lo que lo hace susceptible a fugas en materiales y sellos convencionales. Y su valor calorífico volumétrico es tres veces inferior al del gas natural, lo que significa que para transportar la misma cantidad de energía a través de un gasoducto existente reconvertido, el hidrógeno debe circular a velocidades de hasta 75 metros por segundo, frente a los 25 metros por segundo típicos del gas natural.
En un caudalímetro ultrasónico convencional, el impacto del hidrógeno es directo y severo. Cuando se introduce este gas, el lóbulo acústico del transductor comienza a deformarse. Con solo un 30% de hidrógeno mezclado con gas natural, la calidad de la señal ya empieza a degradarse. Al llegar al 100% de hidrógeno, el equipo ya no entrega señales útiles.
Esto significa que no basta con hacer pequeños ajustes a los instrumentos existentes. Adaptar tecnologías actuales con modificaciones menores simplemente no funciona. Hace falta un desarrollo completo desde cero: nuevos transductores, una electrónica rediseñada y procesos de calibración específicos para esta aplicación.
La respuesta de Endress+Hauser
El FLOWSIC610 incorpora transductores de nueva generación diseñados específicamente para operar con la velocidad del sonido del hidrógeno, y electrónica que trabaja a 1,000 kHz, lo que significa tres a cuatro veces la frecuencia de los equipos convencionales para gas natural. Opera a velocidades de hasta 60 metros por segundo, suficiente para transportar volúmenes equivalentes de energía en gasoductos reconvertidos.
Está disponible en diámetros DN50 a DN400 con clase de exactitud fiscal 1, y fue validado en la única instalación de calibración con hidrógeno disponible a escala global, en Rheinhausen, Alemania. Las pruebas arrojaron una incertidumbre de medición de 0.1%, por debajo de los objetivos originales del proyecto. La conectividad incluye Bluetooth hasta 30 metros, interfaz USB-C y acceso remoto a datos y diagnósticos a través de la plataforma FLOWgate.
Su desarrollo implicó pruebas incrementales con operadores de redes europeos que participaron en etapas de validación en campo, en condiciones donde los estándares regulatorios para hidrógeno aún no estaban completamente definidos; de hecho, los expertos detallaron que varios de ellos siguen sin estar en vigor a la fecha del lanzamiento.
Medición de masa y calidad: los otros dos problemas
La medición de flujo es solo una de las tres variables críticas en la cadena del hidrógeno. La segunda es la medición de masa en puntos donde el espacio de instalación es limitado o no se dispone de tramos rectos de tubería, condición frecuente en plantas de electrólisis de diseño modular.
En el marco de la conferencia, Victor Rojas, de Endress+Hauser Flow, presentó el Promass, medidor de coriolis con construcción completamente soldada que minimiza el riesgo de fuga, con alta sensibilidad a caudales bajos y sin requerimientos de tramo recto previo a la instalación. El portafolio cubre prácticamente todos los puntos de medición de masa requeridos en el proceso de producción.
La tercera variable es la calidad. Stefano Santarpia, de Endress+Hauser Optical Analysis, expuso por su parte las consecuencias concretas de no monitorear la pureza del hidrógeno. En celdas de combustible, impurezas fuera de rango dañan el equipo de forma irreversible. En gasoductos con mezclas de hidrógeno y gas natural, la composición debe monitorearse de forma continua para cumplir con los límites regulatorios de inyección.
En ciclos de almacenamiento, la contaminación durante carga o descarga puede comprometer toda la capacidad disponible. La empresa ofrece soluciones de análisis óptico para monitorear composición y pureza en cada etapa de la cadena, desde la producción electrolítica hasta el punto de uso final.
La posición de Endress+Hauser en este segmento parte de su experiencia previa en medición fiscal de gas natural. La empresa ya ocupaba una posición de referencia en ese mercado antes de iniciar el desarrollo de instrumentación para hidrógeno, lo que le permitió reutilizar conocimiento en metrología de custodia y reorientarlo hacia los requerimientos específicos del nuevo gas.
El Gobierno de México incrementó de manera importante el subsidio fiscal aplicado a la gasolina premium en medio de la volatilidad internacional provocada por el conflicto geopolítico entre Estados Unidos e Irán y las preocupaciones sobre el suministro energético global.
La Secretaría de Hacienda y Crédito Público elevó el estímulo fiscal para la gasolina premium de 26% a 40%, equivalente a MXN$2.28 por litro para el periodo comprendido entre el 9 y el 15 de mayo, según información publicada en el Diario Oficial de la Federación.
La medida forma parte de la estrategia del Gobierno encabezado por la presidenta Claudia Sheinbaum para contener el impacto inflacionario derivado del incremento internacional de los precios energéticos y evitar afectaciones directas sobre el bolsillo de los consumidores mexicanos.
Además del ajuste para gasolina premium, Hacienda también aumentó el subsidio para gasolina regular y diésel. En el caso de la gasolina magna el estímulo fiscal alcanzó 49%, mientras que el diésel subió hasta 63%, reflejando la creciente presión sobre el mercado nacional de combustibles.
El subsidio se aplica directamente al Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), gravamen federal que se cobra por cada litro de combustible comercializado en el país. Gracias a estos estímulos, el Gobierno y empresarios del sector mantienen acuerdos para estabilizar los precios en estaciones de servicio alrededor de MXN$24 por litro para gasolina regular y hasta MXN$27 para premium.
El contexto internacional continúa siendo uno de los principales factores de preocupación para los mercados energéticos. Las negociaciones entre Estados Unidos e Irán sobre el conflicto en Medio Oriente y el futuro del estrecho de Ormuz mantienen elevada la incertidumbre sobre el suministro mundial de petróleo y combustibles refinados.
Donald Trump busca acelerar acuerdos que permitan reducir tensiones en la región y garantizar la reapertura total de rutas estratégicas de exportación energética, aunque los enfrentamientos militares y las diferencias sobre programas nucleares y misiles continúan generando volatilidad en los precios internacionales del crudo.
Analistas económicos advierten que el subsidio a la gasolina premium tiene un carácter regresivo debido a que suele beneficiar en mayor proporción a consumidores de ingresos altos y propietarios de vehículos de lujo o deportivos. Sin embargo, el Gobierno mexicano considera que mantener estabilidad en los precios energéticos resulta fundamental para evitar presiones inflacionarias más severas sobre la economía nacional.
El sector gasolinero también enfrenta tensiones internas. Empresarios del diésel han expresado inconformidad con algunos acuerdos gubernamentales debido a que los precios controlados afectan márgenes operativos y generan pérdidas en ciertas regiones del país.
Especialistas consideran que la evolución del conflicto geopolítico y el comportamiento de los precios internacionales del petróleo seguirán siendo determinantes para definir el nivel de subsidios energéticos en México durante las próximas semanas.
ABB anunció una inversión estratégica de aproximadamente 200 millones de dólares equivalentes a 170 millones de euros para ampliar su capacidad de fabricación de tecnología de media tensión en Europa y acelerar la modernización de las redes eléctricas frente al crecimiento acelerado de la demanda energética mundial.
La multinacional tecnológica explicó que el plan se desarrollará durante los próximos tres años y estará enfocado en aumentar la producción industrial, reducir tiempos de entrega y fortalecer el suministro de infraestructura energética para clientes que avanzan en procesos de electrificación y transición hacia energías más sostenibles.
Uno de los proyectos centrales será la construcción de una nueva planta industrial en Dalmine Italia con una inversión cercana a los 100 millones de dólares. Paralelamente ABB destinará otros 100 millones de dólares adicionales para ampliar operaciones y capacidad de manufactura en instalaciones ubicadas en Bulgaria, Finlandia, Alemania, Noruega y Polonia.
El consejero delegado de ABB, Morten Wierod, señaló que el crecimiento de la demanda eléctrica global y la evolución de las redes energéticas están impulsando una nueva etapa de inversiones industriales dentro del sector eléctrico europeo.
La empresa considera que la expansión de centros de datos, la integración de energías renovables, la digitalización industrial y la modernización de infraestructura eléctrica serán algunos de los factores que más incrementarán la necesidad de nuevas soluciones de distribución energética durante los próximos años.
ABB destacó además que la Agencia Internacional de Energía (AIE) proyecta un aumento significativo en el consumo eléctrico mundial. Actualmente la electricidad representa cerca del 20% del consumo energético final global, pero el organismo estima que esta participación podría acercarse al 30% hacia 2030 debido al avance de la electrificación y la transición energética internacional.
La multinacional explicó que las inversiones permitirán ampliar capacidad productiva, mejorar disponibilidad tecnológica y disminuir plazos de suministro para clientes europeos y de otros mercados internacionales que buscan acelerar la modernización de sus sistemas eléctricos.
Analistas del sector consideran que este tipo de inversiones reflejan la creciente presión sobre las redes eléctricas internacionales ante el aumento del consumo energético asociado a inteligencia artificial, centros de datos, movilidad eléctrica e industrias de alto consumo eléctrico.
La estrategia de ABB también refuerza la competencia global dentro del mercado de infraestructura energética avanzada, donde fabricantes industriales buscan posicionarse frente al crecimiento proyectado de la electrificación mundial y las políticas de descarbonización impulsadas por gobiernos y empresas.
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