CAF —Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe— anunció, en la Ciudad de México, el lanzamiento del Fondo Vela, el primer vehículo regional de inversión de impacto estructurado por una banca multilateral de desarrollo.
Con CAF como inversionista ancla y la gestión conjunta de la firma estadounidense Sonen Capital y el Fondo de Fondos de México, el proyecto busca movilizar entre 100 y 150 millones de dólares hacia empresas y proyectos con alto potencial de crecimiento que generen rendimientos financieros competitivos, combinados con beneficios sociales y ambientales medibles.
El Fondo Vela integra un esquema innovador que incluye incentivos financieros vinculados al cumplimiento de objetivos de impacto, métricas estandarizadas de medición y mecanismos de verificación independiente para brindar mayor transparencia a los inversionistas institucionales.
Presentado en el marco de la sesión del Directorio de CAF, con la asistencia de María del Carmen Bonilla, subsecretaria de Hacienda y Crédito Público de México, el fondo canalizará capital privado hacia sectores estratégicos como la biodiversidad, la economía azul, la agricultura regenerativa, la inclusión financiera y el acceso a servicios esenciales de salud, educación y conectividad.
El presidente ejecutivo de CAF, Sergio Díaz-Granados, destacó que la iniciativa demuestra la viabilidad de equilibrar la rentabilidad financiera con la preservación del patrimonio natural y el bienestar social.
A través de este portafolio, el Fondo Vela busca fortalecer el tejido productivo regional, impulsar la resiliencia climática y ampliar las oportunidades de desarrollo para poblaciones en situación de vulnerabilidad, como mujeres, niñas, niños, comunidades agrícolas y pueblos indígenas en toda América Latina y el Caribe.
La empresa emergente de energía nuclear marítima Bluecore Energy anunció la recaudación de 10 millones de dólares en una ronda de financiamiento Pre-Semilla, liderada por la firma Slauson & Co.
La compañía, fundada hace apenas siete meses por el exejecutivo de Uber Freight, Kofi Asante, utilizará este capital inicial para desarrollar reactores modulares pequeños (SMR) integrados sobre barcazas flotantes, con el objetivo de suministrar electricidad limpia a zonas portuarias, nodos logísticos e infraestructura comunitaria adyacente.
El diseño tecnológico de Bluecore aprovecha sistemas de reactores enfriados por agua de circuito cerrado —una tecnología con más de 70 años de operación comprobada— para calentar agua, generar vapor y accionar turbinas de generación eléctrica que pueden conectarse a la red mediante cables submarinos. Cada unidad flotante está proyectada para abastecer el consumo equivalente de aproximadamente 15,000 hogares o cubrir las necesidades energéticas de un gran puerto comercial.
Además, ofrece la ventaja de una plataforma móvil con bajas emisiones asociadas al transporte y ciclos de recarga de combustible espaciados por varios años.
La inyección de capital permitirá acelerar la fase de pruebas físicas y de software mediante el uso de un recipiente de presión de prueba, una barcaza y una terminal portuaria ya aseguradas.
Asimismo, ante la creciente demanda de electricidad impulsada por la expansión de la inteligencia artificial y los centros de datos, Bluecore busca posicionarse como una fuente energética autónoma en el mar que reduzca la presión sobre las redes eléctricas y los recursos hídricos de las comunidades costeras. El proyecto cuenta con el respaldo financiero de fondos como Harlem Capital, Precursor Ventures, HartBeat Ventures y del cofundador de Ripple, Chris Larsen.
Mientras gran parte de la conversación energética sigue concentrándose en cómo fortalecer el sistema eléctrico, el mundo ya está compitiendo por algo igual de importante: ¿quién será capaz de garantizar la energía necesaria para sostener la siguiente etapa de crecimiento económico?
Ese será uno de los grandes diferenciadores entre las economías que lideren el desarrollo industrial y aquellas que simplemente observen cómo las oportunidades llegan a otros lugares.
Durante décadas, la energía fue entendida como un insumo para producir bienes productivos y de desarrollo. Hoy esa definición resulta insuficiente. La energía se ha convertido en infraestructura para la competitividad.
Cada decisión de inversión depende de múltiples factores: talento, estabilidad, logística, acceso a mercados, infraestructura y certidumbre jurídica. A esa lista se suma, con un peso cada vez mayor, la capacidad de garantizar un suministro energético confiable, a precios competitivos y con visión de largo plazo.
No es una realidad exclusiva de México, es una transformación que ya está ocurriendo en todo el mundo.
La expansión de los centros de datos, la inteligencia artificial, la electrificación industrial, la movilidad eléctrica y la relocalización de cadenas productivas están incrementando la demanda de electricidad a un ritmo que hace apenas unos años parecía difícil de imaginar.
La pregunta ya no es si esa demanda llegará. La pregunta es si tendremos la capacidad para acompañarla. Porque existe una diferencia que pocas veces forma parte del debate público. Una inversión industrial puede decidirse en cuestión de meses. Desarrollar la infraestructura energética que esa inversión necesita puede tomar varios años, entre 3 y 5 años.
Cerrar esa brecha será uno de los mayores retos para las economías durante la próxima década. Por eso considero que la conversación energética está evolucionando.
Durante mucho tiempo discutimos quién debía generar la electricidad.
Hoy la pregunta debe a ser otra. ¿Cómo aseguramos que la energía nunca sea el factor que limite el crecimiento de México? Responder esa pregunta exige mirar más allá de un solo componente del sistema. Las reglas claras son indispensables. También lo son la planeación de largo plazo, la inversión, la innovación, el desarrollo tecnológico, la expansión de la infraestructura y la ejecución oportuna de los proyectos estratégicos.
En ese contexto, la Comisión Federal de Electricidad continuará desempeñando un papel central para la seguridad energética nacional. Al mismo tiempo, el tamaño del desafío hace indispensable aprovechar todas las capacidades técnicas, financieras y de innovación que, dentro del marco regulatorio vigente, puedan contribuir al fortalecimiento del sistema eléctrico mexicano.
Más que hablar de modelos contrapuestos, conviene hablar de un objetivo compartido. Construir un sistema eléctrico suficientemente sólido para acompañar el crecimiento del país. Ese objetivo requiere sumar capacidades, mas no dividirlas.
La conversación también está cambiando dentro de las empresas. Hace algunos años bastaba con analizar cuánto costaría la electricidad. Hoy los consejos de administración empiezan a formular preguntas distintas: ¿Existirá capacidad suficiente para una futura expansión?, ¿la infraestructura crecerá al mismo ritmo que el negocio?, ¿cómo reducir riesgos operativos asociados al suministro energético?, ¿cómo asegurar competitividad durante los próximos veinte años?
La energía dejó de ser solamente un costo operativo, ahora mas que nunca se convirtió en una decisión estratégica.
En ese contexto, esquemas como el autoconsumo y otras soluciones energéticas pueden seguir aportando valor cuando fortalecen la continuidad operativa, responden a necesidades reales y se desarrollan plenamente dentro del marco legal aplicable.
Estos esquemas representan herramientas que pueden complementar una estrategia energética moderna.
Estoy convencido de que, durante la próxima década, la competitividad de los países dependerá cada vez más de su capacidad para transformar crecimiento económico en infraestructura disponible. La energía será una parte esencial de esa ecuación.
El gran reto consistirá en asegurar que el desarrollo de la infraestructura energética avance con la misma visión, coordinación y velocidad que el crecimiento económico que todos queremos impulsar. Porque el futuro energético de México no se definirá únicamente por las leyes que apruebe. Se definirá por su capacidad para garantizar que ninguna inversión deje de llegar por falta de energía.
Que ninguna empresa detenga su crecimiento por falta de infraestructura. Y que la energía deje de verse únicamente como un tema del sector eléctrico para asumirse como una decisión sobre el futuro económico del país.
HDF, empresa francesa especializada en plantas de hidrógeno y electricidad, desarrolla dos proyectos en Baja California Sur en conjunto con la Comisión Federal de Electricidad: Energía Los Cabos, y Oasis. Cristina Martín, Managing Director de HDF Latam y Energía Los Cabos, detalló en entrevista la operación de esta tecnología, el posible modelo financiero con la empresa estatal y los planes para trasladar la fabricación de pilas de combustible a México y convertir al país en el centro de suministro para las Américas.
Baja California Sur se prepara para recibir el primer proyecto de generación eléctrica con hidrógeno de gran escala en México. Energía Los Cabos, desarrollado por la firma francesa HDF Energy, combinará generación fotovoltaica, baterías de litio y una cadena de hidrógeno para suministrar electricidad firme en la península.
Este proyecto está a la espera de un solo requisito para iniciar su construcción: la firma del contrato de compraventa de energía (PPA). Una vez concretado ese acuerdo, HDF estima que requerirá entre cuatro y seis meses para cerrar el financiamiento y arrancar las obras.
En exclusiva para Global Energy, Cristina Martín González, Managing Director de HDF LATAM y Energía Los Cabos, explicó que la elección de Baja California Sur respondió a una condición estructural, ya que la entidad constituye una isla eléctrica, al estar separada del Sistema Eléctrico Nacional por los alrededor de 1,000 kilómetros del Desierto del Vizcaíno.
Como consecuencia, la región depende de combustibles fósiles que llegan por barco al puerto de La Paz, con costos de generación elevados y pérdidas técnicas por transportar la energía hacia Los Cabos, donde se concentra la demanda. Además del impacto económico, este esquema tiene consecuencias directas sobre la salud pública debido a las emisiones generadas por las plantas de combustóleo y diésel.
Para atender esa problemática, HDF, empresa fundada en Burdeos, Francia, desarrolla infraestructura de hidrógeno y fabrica las pilas de combustible que convierten esa molécula en energía eléctrica continua.
«Nuestra tecnología está pensada especialmente para redes aisladas y cobra todo su valor en zonas que aún dependen de combustibles fósiles«, afirmó Martín.
Explicó que en regiones con buena interconexión eléctrica no tiene sentido instalar almacenamiento de gran capacidad porque existen otras fuentes que pueden cubrir la demanda. «Pero donde el transporte de combustible es complejo, caro y además contamina, la tecnología resuelve el problema, ya que genera electricidad limpia a partir de fuentes exclusivamente renovables y locales«, señaló.
Energía Los Cabos, a un contrato de la construcción
Esa lectura del mercado dio origen al primer proyecto de la compañía en el país. Energía Los Cabos,ubicado en el ejido de Santiago, combinará generación fotovoltaica, baterías de litio y una cadena de hidrógeno con 3 MW en pilas de combustible para suministrar electricidad firme.
Su inclusión en el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional por parte de la Secretaría de Energía le otorgó el carácter de proyecto vinculante y estratégico, lo que impulsó su desarrollo y permitió avanzar en la obtención de permisos como la Manifestación de Impacto Ambiental, el estudio de riesgo y la autorización del Instituto Nacional de Antropología e Historia (INAH). Con esos permisos avanzando, la firma del PPA quedó como el único paso pendienteantes del arranque de obras.
El financiamiento se estructurará bajo un esquema de project finance, con deuda de banca privada y multilateral, además de capital aportado por socios especializados. Aunque HDF ya mantiene conversaciones con distintas instituciones financieras, los recursos solo podrán liberarse una vez que exista el contrato de compraventa de electricidad.
El proyecto incorpora además un componente hídrico para producir el hidrógeno. El agua provendrá de una planta de tratamiento ubicada a dos kilómetros del sitio, cuyas aguas tratadas actualmente no tienen un uso asignado. El suministro se formalizará mediante un contrato de compraventa con el organismo operador local. El consumo estimado será de aproximadamente 50 metros cúbicos diarios, una cifra que, según Martín, se encuentra por debajo de la demanda hídrica de una central de diésel o combustóleo.
Oasis, el segundo proyecto
Los trabajos preliminares de Energía Los Cabos derivaron en un segundo desarrollo: replicar el modelo en Mulegé, un subsistema aislado dentro de la península. Así nació Oasis, un proyecto que combinará una cadena de hidrógeno con 6 MW en pilas de combustible y que podría desarrollarse bajo un esquema mixto de participación entre la CFE y HDF.
Actualmente, Cristina Martín explicó que ambas instancias trabajan en conjunto para definir las responsabilidades de cada participante y el calendario de ejecución, en lo que representa la primera articulación de este tipo entre Sener, CFE y un desarrollador privado para un proyecto de hidrógeno en el país.
Tanto Energía Los Cabos como Oasis podrían estructurarse bajo un esquema mixto en el que la CFE participe con 54% y el desarrollador privado con 46% del proyecto. Este modelo representa una nueva forma de desarrollar infraestructura energética, en la que la empresa estatal participa como propietaria del activo al término del contrato, mientras el inversionista privado recupera su inversión durante la etapa de operación.
«Cuando el sponsor recibe la totalidad de su inversión de vuelta más ese porcentaje de ganancia, ya sea en el año 15, en el 18 o el que corresponda, ese mismo año se transfiere el activo a CFE; así es como ellos recuperan su participación», explicó.
La lógica financiera del esquema establece que la empresa estatal realiza su aportación en especie y no participa con capital inicial en efectivo, por lo que tampoco recibe dividendosdurante la operación del proyecto. Su recuperación ocurre una vez que el desarrollador privado amortiza la inversión y alcanza el porcentaje de rentabilidad previamente acordado, que para la CFE está limitado a 14%.
«Con este límite en el porcentaje de rentabilidad no se pueden hacer optimizaciones financierascomo en otros casos, donde en el año 10 o 15 se vende el activo y todavía se obtiene un poco más de rendimiento. Aquí, desde el principio, se sabe que la ganancia va a ser un porcentaje fijo, pero a cambio queda garantizada«, sostuvo.
La certidumbre de ese esquema, sumada a la calificación crediticia de la propia CFE, es uno de los factores que ha permitido que la banca privada y multilateral respalde este tipo de contratos sin requerimientos adicionales.
HDF abre la puerta a más proveedores para la construcción
Aunque HDF desarrolla los proyectos y fabrica las pilas de combustible, la construcción de las plantas estará a cargo de un EPCista que la compañía seleccionará mediante un proceso de licitación privada. HDF prevé iniciar ese proceso en paralelo a la negociación final del contrato con CFE, con el fin de no retrasar el calendario de construcción.
«No se va a hacer como tal una licitación pública, pero no estamos descartando a nadie ni tenemos ya decidido quién tiene que quedarse. Lo que buscamos es el mejor precio para el proyecto y las mejores competencias; entre más participación haya en el proceso, más calidad va a tener«, explicó Martín.
La directiva agregó que, al tratarse del primer proyecto de este tipo en México, el proceso de selección requiere particular rigor técnico y financiero, con CFE manteniendo visibilidad totalsobre las cifras.
Al igual que Energía Los Cabos, Oasis incorporará un componente hídrico para abastecer la producción de hidrógeno. Sin embargo, el punto de partida es distinto. Mientras en Los Cabos existe una planta de tratamiento cercana al proyecto, en Mulegé únicamente hay lagunas de oxidación próximas a la población que el municipio busca sustituir.
Por ello, el proyecto contempla construir una nueva planta de tratamiento dentro del propio predio. Oasis requerirá entre 70 y 100 metros cúbicos diarios de agua tratada, en proporción a una capacidad de generación aproximadamente dos veces mayor que la de Energía Los Cabos.
La infraestructura se dimensionará para que el consumo del proyecto represente únicamente alrededor del 10% de la capacidad total de la planta. El resto del agua tratada quedará disponible para el municipio, con aplicaciones en riego de caminos, agricultura y saneamiento. «Nosotros pretendemos crear la planta de tratamiento dentro del terreno y dejarle mucho provecho al municipio, para que ellos mismos puedan operarla», explicó Martín.
HDF busca convertir a México en su hub para las Américas
Detrás de Energía Los Cabos y Oasis opera una misma configuración tecnológica que combina dos sistemas de almacenamiento con funciones complementarias. Mientras las baterías de litio responden en fracciones de segundo para mantener la estabilidad de la red ante cualquier variación, el hidrógeno permite despachar electricidad durante horas o incluso días, de modo que el sistema percibe el suministro como el de una central térmica convencional.
Con esa arquitectura, las plantas alcanzan un factor de disponibilidad de 95%, frente al rango de entre 20 y 25% que ofrece una central solar sin almacenamiento, una diferencia que sitúa a HDF en competencia directa con tecnologías de generación firme. Cada pila de combustible tiene una capacidad de 1.5 MW y se integra en un contenedor de 40 pies que alberga tres módulos de 0.5 MW. Esta configuración permite que, en caso de una falla, solo se detenga medio megawatt de capacidad y no toda la unidad de generación.
Los equipos destinados a los dos proyectos mexicanos, que en conjunto suman 9 MW en pilas de combustible, se fabricarán inicialmente en Burdeos, Francia. Sin embargo, la empresa ya analiza trasladar esa capacidad industrial a México.
«No tiene sentido fabricar en Francia y traerlo a México si el mercado principal de América Latina está aquí; la idea es que el hub para las Américas esté en México«, planteó Martín. Esa fábrica en territorio mexicano abastecería, además del mercado nacional, a países como Estados Unidos, Colombia y Chile.
Una referencia para América Latina
Martín consideró que México reúne condiciones para convertirse en el primer mercado de América Latina donde esta tecnología pase de la etapa de planeación a la construcción de proyectos comerciales.
Ese resultado se suma a la respuesta del sector ante la primera convocatoria de generación eléctrica lanzada por el gobierno, en la que la oferta de capacidad de los desarrolladores privados superó los megawatts solicitados originalmente. Para la directiva, ese avance refleja un esfuerzo institucional inédito.
«El esfuerzo que ha hecho este gobierno es notable, sobre todo por cómo han conseguido alinear a CFE, Semarnat y Cenace, con Sener como cabeza de sector, en tiempo récord y con condiciones bastante buenas para los privados. Tenemos todo para dar el siguiente paso: la situación geográfica, los recursos, el talento nacional y la voluntad política de apostar por energías renovables y abrir la puerta a la inversión privada«, concluyó.
El Gobierno del Estado de Quintana Roo, a través de la Secretaría de Ecología y Medio Ambiente (SEMA), formalizó un convenio de colaboración estratégica con Serfimex Capital con el objetivo de acelerar la transición energética, reducir las barreras de inversión y fortalecer la resiliencia del sistema eléctrico en la Península de Yucatán.
Mediante esta alianza, suscrita por el secretario Óscar Alberto Rébora Aguilera y Carlos Kamkhaji Ambe, presidente del Consejo de Administración de Serfimex Capital, la SOFOM dispondrá de un fondo de 1,000 millones de pesos, a través de su división Serfimex Solar, para financiar la instalación de 50 nuevos proyectos fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) entre el segundo semestre de 2026 y el cierre de 2027.
La medida responde a la creciente necesidad energética de la entidad, donde la Península de Yucatán se perfila como la región con mayor crecimiento en consumo eléctrico del país, con un incremento anual proyectado del 3.9% hacia 2028, de acuerdo con datos del Cenace.
Con un sector industrial que representa el 42.3% de la demanda energética estatal —encabezado por la industria hotelera, una de las actividades con mayor consumo eléctrico a nivel nacional— y un elevado uso de energía respecto al PIB, superior a los 12 mil kWh, la iniciativa busca aprovechar el alto potencial de radiación solar de las zonas costeras para diversificar la matriz energética local, que actualmente mantiene una importante dependencia de combustibles fósiles provenientes de otras entidades.
Para facilitar la adopción de tecnologías limpias en empresas turísticas, comerciales e industriales, Serfimex Solar ofrecerá esquemas de financiamiento con 0% de enganche, plazos de hasta 72 meses, periodos de gracia a capital y financiamiento sin límite para sistemas de almacenamiento BESS. Además, contempla proyectos fotovoltaicos de hasta 0.7 MW a partir de inversiones de 1 millón de pesos.
El programa se alinea con el Nuevo Acuerdo por el Bienestar y Desarrollo de Quintana Roo, impulsado por la gobernadora Mara Lezama Espinosa, permitiendo que las organizaciones locales accedan a deducciones fiscales del 100% desde el primer año y estructuren pagos inferiores al ahorro generado por la propia generación de energía limpia.
Los 43 ayuntamientos de Tamaulipas contarán con un marco técnico para determinar el cobro de derechos municipales a proyectos de energía renovable, que va de 2 a 3% de una Unidad de Medida y Actualización (UMA) por metro cuadrado de Área de Ocupación Efectiva (AOE) para plantas fotovoltaicas, y hasta 1% para parques eólicos.
La referencia surge de los Criterios Orientadores, documento publicado por la Secretaría de Desarrollo Energético (SEDENER) del estado y que está a cargo de Walter Julián Ángel Jiménez.
El instrumento busca eliminar la discrecionalidad en el cobro de derechos municipales a la industria energética, sustituyendo fórmulas arbitrarias por criterios de proporcionalidad y razonabilidad técnica.
SEDENER plantea el documento como respuesta a un vacío recurrente: la ausencia de parámetros homogéneos entre municipios ha derivado en cobros dispares y, en algunos casos, en litigios contra desarrolladores por presunta desproporcionalidad fiscal.
El concepto de AOE es el eje de la propuesta, SEDENER establece que las empresas deben pagar únicamente por la superficie del predio realmente intervenida, no por la totalidad del terreno.
La dependencia precisa que este criterio reconoce que proyectos como los parques eólicos mantienen gran parte del suelo en estado natural, lo que permite a las comunidades continuar con actividades agropecuarias o ganaderas en el resto de la superficie.
En contraste, SEDENER señala que los proyectos fotovoltaicos implican una ocupación territorial continua y permanente, condición que explica la diferencia entre las tasas sugeridas: hasta 3% de una UMA por m² para solar frente a un máximo de 1% para eólico.
La dependencia enfatiza que esta distinción técnica, y no un criterio arbitrario, es la que debe guiar la fórmula de cobro en cada municipio.
¿Qué no pueden cobrar los municipios?
Los Criterios Orientadores recomiendan a los ayuntamientos evitar fórmulas basadas en la capacidad instalada en megawatts (MW), el valor total de la inversión o los ingresos esperados del proyecto.
SEDENER alerta que estos rubros corresponden a competencias federales y que su uso a nivel municipal podría derivar en amparos por desproporcionalidad jurídica, con el consecuente riesgo de litigios prolongados y pérdida de certeza para la inversión.
Como mecanismo adicional de certeza, la dependencia puntualiza que las empresas pueden solicitar que SEDENER actúe como testigo técnico durante el proceso de cálculo municipal, validando que las cifras aplicadas sean congruentes con la realidad física de cada proyecto, superficie de AOE, tipo de tecnología y afectación real al predio.
Vigencia optativa, alcance práctico
El instrumento tiene carácter optativo y no vinculante, por lo que su adopción queda a criterio de cada municipio. SEDENER lo plantea, sin embargo, como referencia para fortalecer la hacienda municipal: al dotar a los 43 ayuntamientos de herramientas técnicas homologadas, busca que la recaudación se realice de manera justa, sin vulnerar la ley ni ahuyentar inversión.
La dependencia también impulsa, a través del documento, la creación de Comisiones de Energía en cada municipio, con el objetivo de mejorar la coordinación entre los tres niveles de gobierno —municipal, estatal y federal— en materia de proyectos energéticos, así como la calidad de los servicios locales vinculados al sector.
Neutralidad tecnológica
SEDENER subraya que la regulación se aplica por igual a fuentes renovables y convencionales, bajo un principio de neutralidad tecnológica que prioriza la protección ambiental y el desarrollo sustentable regional, sin favorecer o penalizar a un tipo de generación sobre otro.
Con reglas claras sobre qué se puede cobrar y cómo calcularlo, Tamaulipas apuesta por convertir la certeza jurídica en su principal activo frente a la inversión energética.
¿Qué es la SEDENER y por qué emite el documento?
La Secretaría de Desarrollo Energético de Tamaulipas (SEDENER) es la dependencia estatal encargada de coordinar la política energética local, incluyendo la atracción de inversión en generación eléctrica, la vinculación entre desarrolladores y autoridades municipales, y el acompañamiento técnico en proyectos de infraestructura energética que se instalan en el territorio estatal.
A diferencia de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) o la Secretaría de Energía federal (Sener), cuyas atribuciones son de carácter nacional, SEDENER opera en el ámbito estatal y no tiene facultad para imponer cobros a los municipios; su función frente a los Criterios Orientadores es exclusivamente técnica y de acompañamiento, no normativa.
Bajo ese mandato, SEDENER detalla que el objetivo del documento es dotar a los ayuntamientos de una metodología replicable para fijar derechos por cambio de uso de suelo, sin que ello represente una carga fiscal desproporcionada para los desarrolladores ni un riesgo de amparo para los municipios.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) anunció que en las próximas semanas publicará el Programa de Registro de Personas que cuentan con Instalaciones para el Despacho para Autoconsumo de Petrolíferos.
Esta medida busca establecer un esquema regulatorio de transición derivado de la entrada en vigor de la Ley del Sector Hidrocarburos y su Reglamento, con el propósito de identificar las instalaciones existentes, fortalecer la trazabilidad del suministro de gasolinas, diésel y gas LP, y regularizar a las empresas que destinan estos combustibles exclusivamente a los vehículos de su flota operativa o a actividades relacionadas con su objeto social.
El nuevo esquema, de carácter temporal y excepcional, permitirá a las personas registradas realizar actividades de autoconsumo mientras gestionan y obtienen el permiso definitivo conforme a la regulación que emita el órgano regulador.
Para garantizar la certeza jurídica durante este proceso, la Comisión Nacional de Energía informó que mantendrá una coordinación estrecha con la Fiscalía General de la República y la Guardia Nacional, asegurando que las autoridades reconozcan el registro temporal como prueba de cumplimiento normativo mientras concluye la transición regulatoria, en beneficio del sector energético nacional.
Los gobiernos de Irak y Siria formalizaron la firma de un memorando de entendimiento para la construcción de un oleoducto transfronterizo enfocado en exportar crudo iraquí desde el puerto de Baniyas, ubicado en la costa mediterránea siria.
El proyecto, suscrito bajo los auspicios del primer ministro iraquí, Ali Faleh al Zaidi, tiene como propósito desarrollar la iniciativa denominada Corredor Energético Vital, con el objetivo de interconectar los campos de producción con los mercados globales, diversificar las rutas de exportación y fortalecer la seguridad energética regional en un contexto de incertidumbre geopolítica en Oriente Medio.
La ejecución técnica y operativa de la infraestructura estará a cargo de un consorcio internacional integrado por las corporaciones estadounidenses Chevron Corporation y Transocean Inc., en sociedad con la firma catarí Urbacon Trading and Contracting.
Este consorcio será responsable de definir la capacidad final del oleoducto una vez concluidos los estudios técnicos y de ingeniería. No obstante, el Departamento de Estado de los Estados Unidos señaló que el proyecto contempla una capacidad inicial estimada de transporte de dos millones de barriles diarios de petróleo crudo.
La firma del acuerdo, realizada en Estados Unidos en el marco de la gira del primer ministro iraquí, responde a la necesidad de mitigar los riesgos derivados de las disrupciones en el estrecho de Ormuz ocasionadas por la inestabilidad en la región.
Con esta nueva ruta logística, Irak y Siria buscan fortalecer las exportaciones de petróleo hacia el mar Mediterráneo, impulsar nuevas inversiones privadas y contribuir a la estabilidad de los flujos internacionales de hidrocarburos.
Las compañías automotrices BMW Group y Toyota Motor Europe, en alianza con la multinacional tecnológica Bosch y la firma energética Repsol, anunciaron el lanzamiento de un proyecto piloto de seis meses en España para demostrar la viabilidad de los Vehículos que Funcionan Exclusivamente con Combustibles Elegibles (VEEF).
Iniciado a principios de julio de 2026, el programa despliega una flota de aproximadamente 20 vehículos de las marcas Toyota, Lexus y BMW que operan con la gasolina 100% renovable Nexa 95 de Repsol. El objetivo es demostrar que los combustibles drop-in pueden contribuir a la descarbonización del transporte utilizando la infraestructura de distribución y los motores de combustión e híbridos existentes.
La iniciativa integra el sistema digital Digital Fuel Twin, desarrollado por Bosch, una plataforma tecnológica diseñada para rastrear, verificar y certificar en tiempo real el ciclo de vida del combustible, desde las estaciones de servicio hasta el tanque del vehículo.
Mientras Repsol aporta su red pública de suministro en España, siendo la única compañía que comercializa gasolina totalmente renovable en el país, los datos recopilados por Bosch permitirán validar la trazabilidad operativa y generar evidencia técnica que será compartida con los reguladores de la Unión Europea para respaldar el principio de neutralidad tecnológica y promover la inclusión de los vehículos VEEF dentro del marco regulatorio de descarbonización.
Directivos de las organizaciones participantes, entre ellos el Dr. Stefan Heller, de BMW Group; Pascal Ruch, de Toyota Motor Europe; el Dr. Marko Babic, de Bosch; y Estíbaliz Pombo, de Repsol, coincidieron en que los combustibles renovables representan una solución complementaria a la electrificación.
Al aprovechar materias primas sostenibles conforme a la Directiva de Energías Renovables (RED) de la Unión Europea, este proyecto piloto busca ofrecer una alternativa escalable para reducir la huella de carbono del parque vehicular en circulación sin requerir inversiones adicionales en infraestructura.
Las compañías Hitachi Energy, líder global en tecnología energética, y Eve Air Mobility, fabricante de aeronaves eléctricas de despegue y aterrizaje vertical (eVTOL) respaldado por la multinacional Embraer, firmaron un Memorándum de Entendimiento (MoU) para impulsar el desarrollo de la infraestructura de recarga e integración de redes eléctricas requerida para escalar la Movilidad Aérea Urbana (UAM) a nivel mundial.
La alianza estratégico-tecnológica tiene como objetivo resolver los desafíos energéticos de los vertipuertos mediante la adaptación de la plataforma de recarga Grid-eMotion® de Hitachi Energy, garantizando conexiones confiables a la red, capacidad de carga ultrarrápida y un suministro estable para operaciones de alta frecuencia.
El acuerdo combina la experiencia aeroespacial de Eve Air Mobility, empresa que cotiza en las bolsas NYSE y B3 y cuenta con cartas de intención para aproximadamente 2,700 aeronaves eVTOL proyectadas para entrar en operación comercial en 2028, con el portafolio de electrónica de potencia de Hitachi Energy, firma que actualmente destina más de 9,000 millones de dólares a investigación, desarrollo y expansión de su capacidad manufacturera.
Adicionalmente, la colaboración evaluará modelos de economía circular mediante el aprovechamiento de las baterías de las aeronaves como sistemas de almacenamiento de energía una vez concluida su vida útil en aviación, fortaleciendo la sostenibilidad integral del ecosistema.
Los directivos de ambas organizaciones, Johann Bordais, director general de Eve Air Mobility, y Marco Berardi, director de Soluciones y Servicios de Calidad de Energía y Redes Eléctricas de Hitachi Energy, destacaron que el despliegue de esta infraestructura constituye un pilar fundamental para la descarbonización del transporte aéreo.
Mediante este acuerdo, ambas empresas establecen las bases para coordinar modelos de negocio conjuntos que aceleren la llegada de un sistema de transporte urbano limpio, conectado y resiliente en los principales centros metropolitanos del mundo.
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