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El avance de la nueva movilidad y la búsqueda de la sustentabilidad transforma el papel de la batería automotriz

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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.

Unión Europea rompe récord histórico y supera a China y Japón mientras Estados Unidos domina 58% del mercado europeo de GNL

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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.

Arabia Saudita y la OPEP sufren desplome récord de 34% en producción petrolera mientras Ormuz mantiene bloqueado 20% del suministro mundial

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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.

Sener quiere anular el riesgo en inversión eléctrica privada con contratos a 25 años

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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.

Andrés Rebolledo y OLACDE advierten que América Latina enfrenta una transformación eléctrica histórica tras crecimiento renovable de 20% y presión sobre redes energéticas

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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 y bp pulse rompen récord con más de 2500 cargadores eléctricos en Iberia mientras 70% de la red opera con tecnología ultrarrápida

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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.

Donald Trump endurece presión sobre Irán mientras Estados Unidos bloquea 67 buques en Ormuz y mantiene tensión sobre el mercado energético global

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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.

Energía bajo presión: el Banco Mundial anticipa precios altos para lo que resta de 2026

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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.

Donald Trump eleva tensión sobre Irán mientras Brent sube 3.42% y WTI supera los 102 dólares por crisis en el estrecho de Ormuz

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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 recibe primer petrolero venezolano de PDVSA mientras Josu Jon Imaz proyecta aumentar 50% la producción petrolera en Venezuela

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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.