La Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) anunció durante su Reunión Anual de Socios el nombramiento de Alfredo Bejos Inclán, vicepresidente ejecutivo de DIAVAZ Gas & Energía, como presidente entrante del organismo a partir de enero de 2026. En el mismo encuentro se informó que Abraham Zamora, presidente de Sempra Infraestructura México, asumirá la vicepresidencia.
Los nuevos nombramientos darán continuidad al trabajo realizado bajo la gestión de Vania Laban, quien durante dos años consolidó la posición de la AMGN como un socio clave del Gobierno de México. En la inauguración del evento, Laban subrayó que “el gas natural es un pilar de la transición energética, del crecimiento económico y del bienestar de las comunidades”.
Por su parte, Alfredo Bejos Inclán destacó el papel del gas natural en la matriz energética nacional, al ser una fuente que aporta confiabilidad y transición energética de manera simultánea. “Continuaremos impulsando la cooperación y el diálogo entre los sectores público y privado para fortalecer la industria del gas natural y abrir oportunidades para nuevos proyectos e inversiones”, afirmó.
México cuenta con la materia prima y la experiencia para producir biocombustibles, pero ahora le faltan acuerdos, liderazgo y ejecución, coincidieron analistas del sector energético durante el primer Congreso Internacional de Energía, que se llevó a cabo en Tampico, Tamaulipas.
“Ahorita veo México que tiene un agro muy fuerte, muchos cultivos de primera generación como azúcar, caña, sorgo y soya, que hay mucha experiencia en todo esto que se puede utilizar para los biocombustibles, entonces realmente veo un gran potencial”, afirmó Aida Lorenzo de Juárez, de la Asociación de Combustibles Renovables de Guatemala.
Subrayó que la capacidad productiva agrícola mexicana es una ventaja competitiva lista para aprovecharse.
“México también necesita reactivar esa parte agrícola que sea rentable y sobre todo que después se vea reflejado en la mejor calidad de los mexicanos… esperamos que pronto no va a ser un cuento, sino una realidad”, señalo.
En la misma mesa, desde el ámbito universitario, Jorge Raúl Cerna (BUAP) evaluó el estado del proceso de éste sector energético en el país e indicó que hay mucho camino por recorrer.
“Hemos llegado un poco tarde, demasiado tarde”, dijo, aludiendo a retrasos acumulados que obligan a acelerar esfuerzos y a sincronizar acciones para “trabajar de manera paralela”.
Agregó que el desarrollo está rezagado y que hace falta coordinar iniciativas que hoy existen de forma dispersa.
En tanto, Ricardo Jaime Guerra Sánchez, director general de CIATEC, aseguró que hay una gran oportunidad de investigación, “muchísima experiencia” que se tiene en México.
“Hay que aprovechar, hay que quitar ego… ya no diagnósticos, hay que hacer ya las cosas y vámonos a concretar”, comentó.
Guerra recordó además la persistente demora en traducir capacidades científicas en proyectos concretos.
“No perder el año, ya llevamos 20 años, no hemos podido avanzar”, agregó.
Además pidió perfiles claros para el despliegue industrial y aseguró que México necesita más químicos.
“Evidentemente yo soy ingeniero químico… ingenieros químicos necesitamos un chorro, pero también bioquímicos, técnicos electromecánicos, especialistas de economía circular”, dijo.
Los republicanos del Senado de Estados Unidos presentaron un proyecto de ley que plantea recortes millonarios a programas energéticos. La propuesta incluye una reducción de 25% a la Oficina de Despliegue de la Red del DOE, responsable de modernizar la infraestructura eléctrica del país. El objetivo es disminuir el gasto público y reforzar áreas de defensa y energía.
El senador John Kennedy, presidente del Subcomité de Asignaciones sobre Desarrollo de Energía y Agua, aseguró que se trata de “un paso responsable hacia la reducción del gasto inflado y al mismo tiempo fortaleciendo las infraestructuras de defensa y energía de Estados Unidos”. El proyecto contempla una reducción general de 1.1% del gasto federal, con un recorte de 6.5% en programas no relacionados con defensa.
La iniciativa deberá conciliarse con la versión de la Cámara de Representantes. Sin embargo, fue publicada sin el respaldo de la senadora demócrata Patty Murray, quien la calificó como un esfuerzo “partidista” y expresó su “decepción por los recortes a programas críticos de energía limpia”. El debate refleja la tensión política sobre el financiamiento de proyectos energéticos y la transición hacia fuentes renovables.
El Departamento de Energía había solicitado previamente un recorte de 75% a la oficina de la red en su presupuesto para 2026. Esto forma parte de la estrategia de la administración Trump de priorizar la inversión en fusión nuclear y combustibles fósiles. Además, este año se cancelaron más de 2,000 millones de dólares en fondos destinados a fortalecer la red eléctrica en 25 estados frente a fenómenos climáticos extremos.
Los recortes se producen en un contexto de infraestructura envejecida, con una red eléctrica que tiene entre 50 y 75 años de antigüedad. El DOE estima que modernizarla costará cientos de miles de millones de dólares en las próximas dos décadas. La creciente demanda de energía por centros de datos de inteligencia artificial y vehículos eléctricos presiona aún más los precios.
De acuerdo con proyecciones oficiales, los costos de la energía seguirán aumentando hasta 2026. Esto intensifica el debate sobre cómo equilibrar la reducción del gasto público con la necesidad de garantizar un sistema eléctrico confiable y resiliente frente a los desafíos tecnológicos y climáticos.
La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) recibió para revisión el Proyecto Fotovoltaico Loma Iguana PV, impulsado por Oyamel Recursos Ambientales. Se trata de una planta solar con capacidad de 148 MWp, que se ubicaría en los municipios de Paso de Ovejas y La Antigua, en el estado de Veracruz.
El proyecto fue presentado mediante una Manifestación de Impacto Ambiental Regional (MIA-R). En el documento se detalla que los paneles solares se instalarán sobre una superficie de 301.54 hectáreas, de las cuales 257.36 hectáreas requieren la remoción de vegetación forestal, un punto clave en la evaluación ambiental.
La iniciativa está diseñada para operar durante 30 años, divididos en varias etapas. La primera fase contempla la preparación del sitio y construcción, con una duración estimada de 24 meses, antes de que la planta entre en operación.
La inversión anual estimada es de 1,010,314.43 pesos. Según la documentación, “se instalarán módulos fotovoltaicos monocristalinos bifaciales con una potencia nominal de 176.85 Wp, del fabricante Longi Solar, modelo LR8-66HYD-660M”. Estos equipos se montarán sobre 3,246 seguidores solares Nextracker, modelo NX Horizon-XTR.
Además de la planta fotovoltaica, el proyecto incluye una línea de transmisión para conectar la energía generada con la infraestructura de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). También se prevé una subestación elevadora particular, un transformador de potencia, caminos internos, obra civil, red de media tensión, sistemas de seguridad y vigilancia, así como equipamiento para mantenimiento.
La empresa energética española Cox negó una inversión anunciada por Finsolar, una “climate tech mexicana” que busca impulsa la transición energética de empresas con soluciones solares llave en mano. El anuncio, realizado el 26 de noviembre, hablaba de una alianza estratégica por 250 millones de dólares para proyectos de generación distribuida y almacenamiento de energía en México.
Luis Herrero, director de comunicación y marketing de Cox, declaró que “no hay nada firmado con Finsolar” y agregó que “lo han sacado ellos sin consultar”. La aclaración se produjo después de que Finsolar difundiera un comunicado en el que aseguraba contar con respaldo financiero de Cox para el desarrollo de proyectos solares y de almacenamiento.
El anuncio de Finsolar contemplaba la instalación de paneles solares fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía por hasta 450 MegaWatts (MW). Según la versión difundida, Cox aportaría el financiamiento mientras que Finsolar se encargaría del despliegue de los proyectos en territorio mexicano.
En el mismo comunicado, Finsolar citó declaraciones de Lamberto Camacho, director de promoción y desarrollo de Cox, sobre la supuesta alianza. Herrero confirmó que Camacho trabaja en la compañía, pero reiteró que no existe ningún acuerdo firmado entre ambas empresas.
El equipo de comunicación de Finsolar había señalado previamente que el respaldo financiero sería de Cox, mientras que la ejecución de los proyectos recaería en Finsolar. Tras la respuesta de Cox, la empresa mexicana no ofreció comentarios adicionales sobre el anuncio.
Cabe recordar que el 31 de julio de 2025, Cox anunció un plan de inversión de 10,700 millones de dólares hacia 2030, que incluye la compra de activos de Iberdrola, proyectos de energía renovable con almacenamiento y desarrollos de desalinización de agua. Ese plan fue confirmado oficialmente por la compañía y forma parte de su estrategia global de expansión.
En las aguas profundas del Golfo de México avanza el proyecto petrolero en construcción más grande del país. El Campo Trión, descubierto por Pemex en 2012, está programado para iniciar producción en 2028 con una capacidad de 100,000 barriles diarios y una inversión total de 7,200 millones de dólares. Woodside Energy opera el desarrollo con 60% de participación, mientras que Pemex mantiene el 40% restante.
Durante el Congreso Internacional de Energía 2025, celebrado en Tampico, Tamaulipas, Stephan Drouaud, Vicepresidente de Woodside Energy para Trion, explicó que el campo cuenta con 500 millones de barriles de petróleo equivalente, ubicados a 2.5–2.6 kilómetros bajo el nivel del mar, lo que lo coloca entre los desarrollos offshore más profundos en operación global.
Señaló que el proyecto registraba 43% de avance al cierre de octubre 2025, una cifra consistente con el calendario de construcción establecido. “La profundidad, las condiciones del yacimiento y la escala del proyecto explican por qué un desarrollo de aguas profundas requiere una década de ingeniería y ejecución,” afirmó.
Plataforma flotante alcanzará presión de 415 bar en reinyección de gas
El proyecto ya entró en fase de construcción pesada y se prepara para iniciar actividades offshore. La Unidad Flotante de Producción (FPU), fabricada por Hyundai Heavy Industries en Ulsan, Corea del Sur, pesa 50,000 toneladas métricas, incluye 14,000 toneladas manufacturadas en China y acumula casi tres millones de horas trabajadas sin incidentes. Para ilustrar su tamaño, Drouaud presentó una imagen comparativa dentro del Estadio Azteca.
La FPU procesará 100,000 barriles diarios de crudo, con capacidad flexible para alcanzar 120,000 barriles en meseta, además de 145 millones de pies cúbicos diarios de gas, con capacidad del 100% para reinyección a 415 bar. El sistema también tratará e inyectará 140,000 barriles diarios de agua de mar, filtrada para evitar daño a la formación.
Cabe señalar que la mayor parte del gas producido —estimado en 145 MMpcd— se reinyectará al yacimiento para mantener presión. El excedente se exportará al gasoducto TC Energía en la costa. Debido a la acidez del crudo, se evaluaron opciones en refinerías de Estados Unidos y mercados internacionales desde las etapas de ingeniería.
Desafíos del yacimiento y decisiones operativas
Drouaud explicó que el yacimiento presenta dos zonas principales, conocidas como arenas 150 y 350, caracterizadas por baja presión y baja temperatura, lo que impide el ascenso natural del petróleo. La estrategia consiste en inyectar agua y gas para sostener la presión. “Trión no fluye por sí solo; requiere un sistema robusto de inyección para asegurar el desplazamiento del crudo hacia los pozos productores”, señaló.
La decisión de separar las funciones de procesamiento y almacenamiento responde a condiciones meteorológicas de la región. Un FPSO tradicional habría requerido una boya giratoria desconectable de dimensiones nunca antes construidas. “Ni Woodside ni Pemex quisimos asumir ese riesgo,” detalló. Por ello se seleccionó una FSO tipo Suezmax con capacidad de un millón de barriles, que permitirá descargas cada dos o tres días una vez alcanzado el pico de producción.
Además, expuso que el proyecto será completamente eléctrico, lo que elimina el uso de turbinas de gas tradicionales en instalaciones offshore. La capacidad instalada será de 60 megawatts. Esta configuración permite reducir las emisiones a 11.8 kg de CO₂ por barril, cifra significativamente menor a la de otros desarrollos en aguas profundas y alineada con la meta corporativa de Woodside de cero emisiones netas hacia 2050.
La ingeniería detrás de Trión
La campaña de perforación contempla 24 pozos, que comenzarán a ejecutarse en 2026 con una plataforma de Transocean. Los pozos se conectarán a la FPU mediante manifolds submarinos, árboles de Navidad, umbilicales y líneas flexibles.
La infraestructura incluye 30 kilómetros de umbilicales para control y monitoreo, más 30 kilómetros de tuberías flexibles fabricadas en Francia, transportadas en carretes de 11.2 metros de diámetro, con un total de 12 a 13 carretes requeridos. Los árboles submarinos se fabrican en Malasia y las unidades hidráulicas en Noruega. Tenaris suministra ductos de alto desempeño y ESESASA participa en soporte operativo.
La logística se concentrará en Tamaulipas, donde se recibirán equipos, tuberías y embarcaciones durante 2025 y 2026. Un componente destacado es la integración de empresas mexicanas. Oceaneering y Meler, desde Monterrey, fabricaron la primera estructura SUTA/Mudmat construida completamente en México para un proyecto de aguas profundas. Para ello fue necesario certificar soldadores bajo estándares AWS D1.1 y aplicar procesos de inspección con especialistas NACE Nivel 3.
Drouaud resaltó este logro como un avance para la industria nacional. “México no contaba con capacidades de aguas profundas; estamos viendo cómo comienzan a desarrollarse a través de Trión,” indicó.
Al respecto, durante el CIET 2025, Woodside lanzó su nuevo portal de proveedores, orientado a ampliar la participación de empresas tamaulipecas y facilitar procesos de registro y consulta de oportunidades. Según Christian Salgado, Asesor de Contratos de Woodside Energy: “El objetivo es integrar más proveedores locales al proyecto, fortalecer capacidades y asegurar transparencia en la cadena de suministro”.
El portal se complementa con el programa BlueWave, que tendrá su tercera edición en Tamaulipas en diciembre de 2025. Esta fase buscará robustecer habilidades técnicas, innovación y gestión empresarial para incrementar la participación local en proyectos de alta complejidad.
Progreso, permisos y ruta hacia 2028
La construcción avanza conforme al programa. La FPU será transportada desde Asia hasta el Golfo de México en un viaje de 70 días a bordo de un buque especializado de COSCO Shipping. La FSO se construye en China y la boya desconectable GTM estará lista a mediados de 2025, junto con las líneas de amarre y las primeras estructuras de fondeo. El módulo DTM se instalará en aguas mexicanas a 40 metros de profundidad antes de recibir el resto del sistema.
En materia regulatoria, el proyecto ha avanzado con autorizaciones de SENER, Pemex y ASEA. Stephan Drouaud explicó que la reciente aprobación de la Manifestación de Impacto Ambiental por ASEA fue determinante, y siguen en curso autorizaciones adicionales como SASISOPA y permisos de perforación.
Trión como punto de inflexión para México
Trión representa más que una inversión o un desarrollo técnico. La incorporación de 100,000 barriles diarios a partir de 2028 fortalecerá la producción nacional, pero su relevancia central está en la creación de capacidades de aguas profundas en México: soldadura certificada, ingeniería especializada, manufactura submarina, integración de sistemas complejos y operación de logística internacional.
Los 11 años entre la entrada de Woodside en 2017 y la primera producción en 2028 no reflejan retrasos, sino el nivel de precisión que exige un proyecto donde cada equipo opera bajo presiones y temperaturas extremas.
Cuando Trión entre en operación, México habrá dado un paso relevante en su infraestructura offshore. Las 500 millones de barriles en reservas, la escala de la plataforma y la colaboración con empresas mexicanas podrían servir como base para futuros desarrollos en aguas profundas. En el corto plazo, la industria sigue de cerca lo que ocurrirá en Tamaulipas, donde comenzará a llegar el equipo que marcará el siguiente capítulo del sector energético nacional.
Autoridades federales informaron el aseguramiento de 162 mil litros de hidrocarburo presuntamente robado y la detención de cuatro personas durante un operativo realizado en el municipio de Tulancingo de Bravo, Hidalgo. La acción fue coordinada por la Guardia Nacional, el Ejército Mexicano, Pemex y la Fiscalía General de la República (FGR).
De acuerdo con los reportes oficiales, las fuerzas de seguridad establecieron un perímetro en un inmueble donde presuntamente operaban dos centros clandestinos de almacenamiento y distribución de combustible robado. El cateo estuvo encabezado por personal de la FGR, mientras que elementos del Ejército y Pemex reforzaron la vigilancia perimetral del predio.
En el lugar se localizaron diversos contenedores y vehículos cargados con hidrocarburo. Entre lo asegurado destacan: un tanque fijo con 29 mil litros, otro con 23 mil litros, un auto tanque con 13 mil 500 litros, además de semirremolques y tractocamiones con volúmenes superiores a los 30 mil litros cada uno. También se halló un tanque con 500 litros de diésel.
El total contabilizado ascendió a 162 mil litros de hidrocarburo, que fueron puestos a disposición de las autoridades junto con los vehículos asegurados. Las cuatro personas detenidas quedaron bajo investigación del Ministerio Público Federal, aunque sus identidades no han sido reveladas.
La Guardia Nacional destacó que este tipo de operativos forman parte de las acciones para combatir el robo de combustible, conocido como huachicol, en distintas regiones del país. “El aseguramiento se realizó con apoyo táctico y coordinación interinstitucional”, señaló la corporación en su comunicado.
Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que la Refinería Olmeca, ubicada en Dos Bocas, Tabasco, procesó en octubre 191 mil 657 barriles diarios de crudo. La cifra es 17% menor a lo señalado por su director general, Víctor Rodríguez Padilla, durante su comparecencia en la Cámara de Diputados el 26 de ese mes.
En esa presentación, Rodríguez Padilla aseguró que la refinería estaba “totalmente terminada” y que alcanzaba un nivel de 230 mil barriles por día, con un máximo de 240 mil barriles diarios. Explicó que el arranque es gradual y que se busca “cuidar un instrumento tecnológico muy refinado” en su operación inicial.
El reporte actualizado de Pemex también indicó que el procesamiento de crudo en Dos Bocas tuvo una caída de 1.6% respecto a septiembre. La refinería, inaugurada en junio de 2024, ha incrementado su participación en el Sistema Nacional de Refinación, donde en octubre se ubicó como la tercera más importante, detrás de Salina Cruz (224 mil barriles diarios) y Tula (208 mil barriles diarios).
La obra tuvo un costo oficial de 21 mil millones de dólares, casi tres veces más que los 8 mil millones originalmente estimados. Según el gobierno federal, el proyecto busca contribuir a la autosuficiencia energética en combustibles, aunque las importaciones de gasolinas y las pérdidas operativas de Pemex han continuado. “Cuando ustedes compran un carro no lo arrancan a 200 kilómetros por hora en el primer semáforo… vamos probando poco a poco”, justificó Rodríguez Padilla.
En noviembre, la titular de la Secretaría de Energía (Sener), Luz Elena González, afirmó en el Senado que la refinería alcanzó un nivel de 270 mil barriles diarios y destacó que “hoy Dos Bocas es la refinería que más gasolina produce en el país”
La empresa NextDecade Corporation informó el inicio del proceso de pre-filing ante la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) para avanzar en la expansión de su proyecto Rio Grande LNG, ubicado en Brownsville, Texas. La fase contempla la evaluación de un sexto tren de licuefacción (Train 6) y un nuevo muelle para exportación de gas natural licuado (GNL).
Actualmente, NextDecade construye cinco trenes de licuefacción en el sitio, considerado uno de los desarrollos de GNL más relevantes en Norteamérica. La compañía señaló que el complejo cuenta con espacio para hasta diez trenes, lo que lo convertiría en una de las instalaciones de exportación más grandes del hemisferio occidental.
El proceso de pre-filing es un requisito previo a la solicitud formal de permiso, que la empresa prevé presentar en 2026. Este procedimiento incluye la revisión de aspectos ambientales y regulatorios establecidos para proyectos de infraestructura energética en Estados Unidos.
NextDecade destacó que el proyecto está sujeto a la aprobación de la FERC, así como a factores regulatorios y comerciales. En su comunicado, la empresa advirtió que existen riesgos relacionados con plazos de construcción, costos y condiciones de mercado.
La compañía indicó que la expansión propuesta busca aumentar la capacidad de exportación de GNL estadounidense, reforzando la infraestructura del proyecto Rio Grande LNG y cumpliendo con los procesos regulatorios correspondientes.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) emitió una advertencia sobre una modalidad de extorsión en la que personas se hacen pasar por empleados de la empresa pública. Los casos se han detectado en el Estado de México, Ciudad de México y Baja California, aunque la institución advirtió que podrían replicarse en otras entidades.
Según los reportes, los falsos trabajadores colocan avisos apócrifos en domicilios particulares, notificando supuestas multas y cortes de servicio. En algunos casos, individuos uniformados acuden directamente a los hogares, argumentando un “operativo especial” para cambiar medidores y señalando irregularidades inexistentes con el fin de exigir pagos en efectivo.
El modus operandi incluye hojas impresas que se entregan principalmente los viernes por la tarde, en las que se indica que el usuario dispone de 12 horas para pagar entre 5 mil y 20 mil pesos. Los documentos incluyen números telefónicos falsos, donde los extorsionadores aseguran que se trata de una falta grave y que la multa es obligatoria. Posteriormente, un supuesto “jefe de área de CFE” vuelve a contactar a la víctima, ofreciendo reducir la sanción y proporcionando cuentas bancarias personales.
La CFE recordó que todo trabajador legítimo debe portar credencial oficial con fotografía vigente, uniforme institucional y logotipos oficiales. “El usuario tiene derecho a solicitar dicha identificación e, incluso, tomar una fotografía como respaldo”, señaló la empresa. Además, pidió no realizar pagos en efectivo ni depósitos en cuentas personales, ya que los cobros oficiales solo se hacen en centros autorizados o canales institucionales.
La empresa estatal informó que ha presentado denuncias ante la Fiscalía General de la República (FGR) y fiscalías locales, lo que ha derivado en la detención de varios individuos. Asimismo, trabaja en protocolos de verificación y coordinación con sus divisiones de distribución para reforzar medidas preventivas y garantizar la seguridad en los servicios eléctricos frente a intentos de fraude.
Usamos cookies para asegurar que te damos la mejor experiencia en nuestra web. Si continúas usando este sitio, asumiremos que estás de acuerdo con ello.
