La Comisión Federal de Electricidad (CFE) llevó a cabo su segundo Roadshow, un diálogo técnico con actores clave del sector eléctrico nacional en el que presentó oficialmente el Plan de Expansión 2026-2030. El evento, encabezado por la directora de Administración, Yesica Luna Espino, junto con la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, y la directora general de la CFE, Emilia Esther Calleja Alor, delineó la estrategia de infraestructura promovida por la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo para fortalecer la capacidad y confiabilidad de la red eléctrica en el país.
El programa contempla el desarrollo de 32 proyectos de transmisión que suman una inversión aproximada de 35,904 millones de pesos, abarcando 7,180 megawatts (MW) y 2,152 kilómetros-circuito divididos en 245 obras (107 líneas de transmisión y 138 subestaciones eléctricas). La ejecución se distribuirá en tres esquemas de financiamiento: 16 proyectos mediante FIBRA E, dos proyectos bajo obra pública presupuestal y 14 proyectos mediante obra pública financiada. Asimismo, el director de Ingeniería y Proyectos de Infraestructura, Juan Francisco Cuevas Villagómez, destacó la importancia de la colaboración armónica entre el Gobierno Federal y la proveeduría de empresas epecistas.
Proyectos estratégicos de generación de desarrollo mixto
Durante el encuentro, la CFE dio a conocer cuatro iniciativas clave de generación bajo un esquema de desarrollo mixto que serán adjudicadas próximamente. Entre ellas destacan el proyecto híbrido Termosolar I El Crucero en Baja California Sur (con dos torres termosolares y dos campos fotovoltaicos que suman 100 MW de potencia), el proyecto Termosolar II Comondú también en Baja California Sur (con 50 MW de capacidad), la Central de Cogeneración Tula en el estado de Hidalgo, y la innovadora Central Híbrida Oasis, la cual integra generación fotovoltaica, sistemas de almacenamiento mediante baterías, producción de hidrógeno y celdas de combustible.
Tampico, Tamaulipas. El mapa energético del país tiene un nuevo centro de gravedad, y está en el noreste mexicano. Desde la cuna histórica de la industria petrolera nacional, el gobernador de Tamaulipas, Américo Villarreal Anaya, lanzó un mensaje contundente durante la apertura del Congreso Internacional de Energía en Tamaulipas 2026.
Durante su discurso, aseguró que la entidad busca abastecer el consumo interno, pero además el objetivo es posicionarse como un jugador determinante en el sector del gas y los hidrocarburos a escala global
El eje central de esta estrategia se sostiene en el desarrollo del campo Trion, un proyecto estratégico en aguas ultraprofundas desarrollado en alianza entre Petróleos Mexicanos (Pemex) y la firma internacional Woodside Energy.
Catalogado como uno de los tres desarrollos offshore de mayor escala a nivel mundial, la iniciativa coloca al estado en la mira de las grandes ligas de la geopolítica energética. La jugada se complementa con la conclusión del Gasoducto Reynosa, obra clave para asegurar el flujo de gas natural hacia el sector industrial del norte del país y fortalecer los lazos comerciales transfronterizos.
«En nuestra tierra se localizan proyectos en desarrollo de alta envergadura en aguas profundas y con la resonancia geopolítica para participar en el mercado mundial del gas. Así, en materia de petróleo y gas tenemos el desarrollo del campo Trion en asociación entre Pemex y Woodside, primer proyecto de aguas ultraprofundas en México, uno de los tres más grandes a nivel mundial«, dijo Américo Villarreal.
Dicha proyección internacional encuentra su sustento financiero en un paquete de inversiones, al cual calificó como uno “sin precedente”, y que fue aprobado por la Secretaría de Energía federal.
Villarreal Anaya reveló que se han amarrado más de 7,000 millones de dólares destinados al desarrollo de la infraestructura eléctrica estatal. El plan contempla la ejecución de más de diez proyectos de generación eólica, la ampliación de las redes de distribución y la edificación de nuevas subestaciones en diversos municipios de la zona sur y norte de la entidad.
Con esta inyección de capital, Tamaulipas busca resolver un cuello de botella histórico: la saturación de las líneas de transmisión y la falta de capacidad para conectar la energía limpia que se produce en sus llanuras.
La meta del Ejecutivo estatal es colocar a la entidad en el primer lugar nacional en capacidad instalada de generación eléctrica en el futuro cercano, asegurando energía firme y asequible tanto para el consumo doméstico como para la atracción de nuevas inversiones industriales.
«El gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum observa el trabajo que realiza Tamaulipas y reconoce el enorme potencial con perspectiva, por lo que se han aprobado más de 10 proyectos de generación eléctrica que posicionarán a Tamaulipas en el futuro cercano como el estado número uno en capacidad instalada», dijo el gobernador.
Pero también van por sustentabilidad
Sin embargo, el despliegue energético no se limita a los modelos tradicionales. En un giro hacia la sostenibilidad y la innovación tecnológica, el gobierno estatal comenzó a impulsarproyectos de transición verde alineados con la vocación productiva de la región.
Villarreal Anaya destacó la producción de bioetanol a partir del sorgo, cultivo en el que Tamaulipas lidera la producción nacional, lo que abre una nueva ventana de negocio para el sector agropecuario al vincular el campo con la matriz de biocombustibles.
A la par, el plan incorpora esquemas de economía circular como la pirólisis de plásticos para la transformación de residuos urbanos en energía, así como desarrollos en almacenamiento eléctrico y bioenergía.
De esta forma, la entidad busca diversificar sus fuentes de generación, mitigar el impacto ambiental y asegurar que el crecimiento de la industria petrolera y eléctrica camine de la mano de un modelo de desarrollo regional sostenible y con beneficio social directo para las comunidades locales.
«Tamaulipas también explora nuevas alternativas mediante proyectos de pirólisis de plásticos y producción de bioetanol a partir del sorgo, vinculando la innovación energética con las actividades productivas del estado, mientras buscamos con ello la disminución del impacto ambiental con su consecuente reducción de residuos», dijo Américo Villarreal.
La secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, y la directora general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Emilia Calleja Alor, realizaron una inspección de trabajo en la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde, ubicada en el municipio de Alto Lucero, Veracruz. La visita tuvo como objetivo presenciar el proceso de recarga de combustible nuclear, un procedimiento técnico especializado que se ejecuta de manera programada cada 18 meses para asegurar la continuidad del suministro eléctrico en el país.
El proceso consiste en la sustitución de aproximadamente una tercera parte de los ensambles de combustible alojados en el núcleo del reactor, complementado con trabajos de mantenimiento técnico e inspección en equipos principales como las turbinas de vapor. Con una capacidad instalada distribuida en dos unidades de generación, Laguna Verde aporta 1,600 megavatios (MW) de energía firme de base al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), operando bajo estándares internacionales de seguridad industrial y sin la emisión de gases de efecto invernadero.
Fortalecimiento de la infraestructura pública y soberanía energética
Las titulares de la SENER y la CFE verificaron el cumplimiento de los protocolos de operación en la única central nucleoeléctrica de México. La maniobra reafirma la estrategia institucional entre ambas dependencias para preservar la eficiencia operativa de la planta y consolidar la infraestructura pública de generación eléctrica continua en el territorio nacional.
La producción de electricidad a partir de fuentes renovables en Estados Unidos registró un incremento del 10.2% durante los primeros ocho meses de 2026 en comparación con el mismo periodo del año anterior, alcanzando una participación del 28.1% en la matriz eléctrica total del país. De acuerdo con datos del informe Electric Power Monthly publicado por la Administración de Información Energética (EIA) y analizados por la SUN DAY Campaign, el avance estuvo liderado por la tecnología solar a gran escala —con un aumento del 20.0%—, seguida de la solar de pequeña escala (12.0%), la eólica (7.8%), la hidroeléctrica (4.2%) y la geotérmica (3.8%).
En conjunto, las tecnologías solar y eólica aportaron el 21.1% de la generación nacional (10.6% eólica y 10.5% solar), superando en un 44.4% la producción de las centrales de carbón y en un 24.8% la generación de origen nuclear. Mientras la producción a partir de gas natural aumentó un 2.6% y la nuclear un 1.3%, la generación con carbón retrocedió un 8.7%. Durante el periodo de doce meses finalizado en agosto de 2026, la capacidad instalada renovable se incrementó en 43,497.9 MW —destacando 27,141.7 MW en solar a gran escala y 9,979.1 MW eólicos—, a los que se sumaron 17,586.9 MW en sistemas de almacenamiento mediante baterías a gran escala.
Proyecciones de capacidad instalada y sorpaso al gas natural hacia 2027
Las previsiones de la EIA proyectan una adición de 53,117.3 MW en renovables a gran escala durante los doce meses previos a agosto de 2027 (con 44,603.1 MW fotovoltaicos y 8,312.3 MW eólicos), junto con 23,656.2 MW adicionales en baterías para alcanzar un parque de almacenamiento de 77,753.2 MW. Sumando la energía solar de pequeña escala, la capacidad renovable acumulada podría alcanzar los 550 GW en septiembre de 2027, superando la capacidad instalada del gas natural proyectada en 518,312.8 MW y elevando la cuota renovable al 40.4% de la potencia total del país.
La Terminal Marítima de Mazatlán (TMAZ), operada por la firma internacional Hanseatic Global Terminals (HGT), puso en marcha un sistema de generación fotovoltaica sobre la cubierta de uno de sus almacenes principales en el puerto de Mazatlán, Sinaloa. El proyecto de infraestructura renovable busca descarbonizar las operaciones logísticas y la cadena de suministro en el Pacífico mexicano, cubriendo el 65% del consumo eléctrico anual de la terminal portuaria.
De acuerdo con las estimaciones técnicas presentadas por la compañía, la operación de los paneles solares permitirá mitigar aproximadamente 373 toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año. Esta reducción de emisiones equivale al consumo energético continuo de 14 contenedores refrigerados de 40 pies operando las 24 horas del día durante un año, o al funcionamiento de 28,500 focos LED de 10 watts encendidos durante ocho horas diarias por el mismo periodo.
Alianza institucional y transición energética portuaria
El acto de inauguración contó con la presencia de directivos de TMAZ, así como de autoridades de la Administración del Sistema Portuario Nacional (ASIPONA) Mazatlán, la Aduana local y la Secretaría de Turismo del Estado de Sinaloa. Con esta iniciativa, TMAZ avanza en la adopción de esquemas de autosuficiencia energética y mitigación ambiental dentro del sector de terminales marítimas y transporte de carga en el país.
El grupo energético portugués Greenvolt, a través de su filial Greenvolt Power, concretó un acuerdo para la venta de dos proyectos de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en Polonia a la firma de inversión A&R Investments. El valor de la transacción asciende a un total de 391.5 millones de euros, estructurado en un componente fijo de 311.5 millones de euros y un pago earn-out adicional de hasta 80 millones de euros condicionado a la obtención de autorizaciones regulatorias para prestar servicios de balance a la red eléctrica. Las partes prevén el cierre de la operación antes de finalizar el ejercicio 2026, sujeto a las condiciones de cierre habituales.
Los activos involucrados corresponden a las instalaciones autónomas Ełk y Turośń Kościelna, situadas en el noreste de Polonia. Cada complejo cuenta con una potencia de 200 MW y una capacidad de almacenamiento de 800 MWh (sumando en conjunto 400 MW y 1,600 MWh / 1.6 GWh), lo que les permite operar a plena capacidad durante cuatro horas continuas. Ambos proyectos concluyeron su etapa de construcción en el tercer trimestre de 2026 y disponen de los permisos operativos correspondientes. Asimismo, cuentan con contratos adjudicados en el mercado de capacidad de Polonia a 17 años con inicio en 2028 para el 85% de su capacidad nominal, además de un acuerdo de gestión comercial por un plazo de 10 años.
Estrategia de rotación de activos y mercado de capacidad
La operación se enmarca dentro de la política de rotación de capital de Greenvolt, modelo mediante el cual la compañía proyecta vender entre el 70% y el 80% de sus desarrollos internamente consolidados. Actualmente, Greenvolt Power gestiona una cartera en desarrollo de almacenamiento BESS de aproximadamente 4.6 GW en diversos mercados europeos. Por su parte, la firma maltesa A&R Investments incorporará los activos a su portafolio privado para capitalizar la demanda de flexibilidad en el sistema eléctrico del centro de Europa.
El fabricante automotriz Stellantis México ingresó ante la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) la Manifestación de Impacto Ambiental (MIA) para el desarrollo del proyecto «PS 360E Stellantis Saltillo Complex», enfocado en la construcción de dos centrales fotovoltaicas con una potencia conjunta de 21.56 MWp. Las instalaciones se ubicarán en la zona industrial de Derramadero, en el municipio de Saltillo, ocupando una superficie de 61.21 hectáreas para abastecer de energía limpia a las plantas de ensamblaje de camionetas Ram y fabricación de motores.
El desarrollo abarca dos centrales gemelas denominadas PS 360E Stellantis Saltillo Complex I y II, cada una con una capacidad individual de 10.78 MWp (9 MWac) y una capacidad neta de 8.8 MW. El conjunto sumará 33,696 módulos fotovoltaicos monocristalinos bifaciales de 640 Wp montados sobre 216 seguidores solares de un eje, generando una producción estimada de 51.68 GWh anuales (25.60 GWh en la primera fase y 26.08 GWh en la segunda) bajo un esquema de autoconsumo interconectado sin inyección de excedentes al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Infraestructura eléctrica e integración con 360Energy
La infraestructura del proyecto integrará cuatro centros de transformación y cuatro circuitos independientes de media tensión a 13.8 kV con un tendido aéreo de 1.1 kilómetros acoplado a la subestación existente. El cronograma prevé la puesta en marcha en el mes 24 y una vida útil de 30 años. La iniciativa se enmarca en la alianza estratégica con la empresa energética argentina 360Energy —de la cual Stellantis adquirió el 49.5% en 2024—, sumándose a la planta de 8 MWp puesta en operación en Córdoba, Argentina, en abril de 2026.
Marcos Avalos | Director de Proyectos Estratégicos, Tuvansa
El auge de los centros de datos en Estados Unidos suele contarse como una historia de chips, nubes y algoritmos. Sin embargo, su efecto más profundo podría darse en un terreno menos visible: la red eléctrica. Buena parte de esa infraestructura tiene más de medio siglo, con elementos que se acercan a los cien años de antigüedad, y requiere inversiones urgentes que durante décadas no encontraron quién las financiara
La demanda no da señales de ceder. La tasa de vacancia en instalaciones de hiperescala se mantiene por debajo de 1%, la necesidad de cómputo impulsada por la inteligencia artificial parece casi insaciable y las estimaciones de inversión global en centros de datos superan los 3 billones de dólares hacia 2030. Además, los proyectos terminados ya son rentables. Ni siquiera las ganancias de eficiencia en los chips reducirán el consumo eléctrico a largo plazo: cada mejora abarata el cómputo y, con ello, multiplica su uso.
El cuello de botella está del lado de la oferta. Los retrasos en la interconexión y en los permisos de red, la escasez de materiales y los largos tiempos de entrega de turbinas convierten a la infraestructura en el principal obstáculo. En este contexto, la solidez del desarrollador y su capacidad para pagar la interconexión se han vuelto filtros decisivos para separar los proyectos viables de los especulativos.
Aquí es donde los centros de datos cambian la ecuación. Su papel como catalizador se articula en cuatro frentes:
Motor económico: Ofrecen el caso de negocio que justifica la inversión privada en una infraestructura envejecida, algo que no ocurría en décadas.
Carga base: Operan las 24 horas del día y aportan una demanda constante y predecible que permite planear y financiar mejoras en redes que requieren intervención crítica.
Flexibilidad operativa: Cuentan con baterías, sistemas de respaldo y tecnología para gestionar y desplazar su consumo, apoyados en herramientas digitales como Tapestry, que ayudan a integrar nuevas cargas a la red con mayor rapidez.
Inversión directa: Están dispuestos a financiar mejoras y a firmar contratos de compra de energía que cubren reparaciones y actualizaciones que las empresas eléctricas no podrían costear por sí solas.
Las perspectivas apuntan a una demanda sólida pero con una entrega limitada, y con riesgos que no deben ignorarse: el creciente endeudamiento del sector y una dosis de euforia financiera que podría corregirse. Aun así, el saldo es claro: por primera vez en mucho tiempo, la modernización de la red tiene quien la pague.
Reflexión para México
México enfrenta el mismo dilema con mayor urgencia. Querétaro se ha consolidado como el principal polo de centros de datos del país, pero la disponibilidad de energía y de capacidad de transmisión ya condiciona nuevos proyectos. El marco eléctrico de 2025 abrió espacio a la inversión privada en generación y a esquemas mixtos con la CFE; la lección estadounidense es que los grandes consumidores pueden convertirse en socios financieros de la red, no solo en usuarios que compiten por ella.
Para aprovechar esta oportunidad se requieren tres condiciones: certidumbre y plazos claros en los procesos de interconexión, mecanismos que permitan a los desarrolladores cofinanciar obras de refuerzo bajo la rectoría del Estado y una cadena de proveeduría nacional —tubería, transformadores, cableado y sistemas contra incendio— preparada para responder. Si esas piezas se alinean, el auge digital puede ser también el impulso que la red eléctrica mexicana necesita.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó en primera fase, por la vía rápida y sin compromisos, la adquisición del negocio de comercialización eléctrica de Contigo Energía en España por parte de Iberdrola. La operación, notificada el 22 de septiembre de 2026 y autorizada el pasado 20 de octubre de 2026, contempla la incorporación de una cartera de 100,000 clientes al grupo presidido por José Ignacio Sánchez Galán, marcando la primera compra directa de una empresa comercializadora realizada por Iberdrola en su mercado doméstico.
Bajo la estructura acordada, Contigo Energía mantendrá su operación independiente como marca dentro del Grupo Iberdrola, replicando el esquema de gestión implementado con Niba tras su lanzamiento en junio de 2025. La transacción se circunscribe exclusivamente al negocio de suministro eléctrico al consumo final y su base de usuarios, excluyendo las actividades de representación en el mercado mayorista que desarrollaba la firma fundada originalmente bajo el grupo Gesternova Energía.
Estructura y cuotas del mercado eléctrico en España
La consolidación de esta cartera fortalece la posición de liderazgo de Iberdrola en el segmento comercial español. De acuerdo con métricas de la CNMC al cierre del tercer trimestre de 2025, el mercado eléctrico nacional registraba 30.6 millones de puntos de suministro, de los cuales 22.4 millones (73.2%) operaban en el mercado libre. Iberdrola encabeza el sector con aproximadamente 9.8 millones de puntos de suministro, superando a Endesa (más de 9 millones) y Naturgy (casi 4.4 millones), en un entorno de alta competencia impulsado por el avance de competidores como Repsol.
Los precios internacionales del crudo recortaron pérdidas iniciales y avanzaron levemente al cierre de la jornada, cotizando cerca de sus niveles más altos en seis meses. La persistencia de los ataques con misiles y drones por parte del grupo hutí contra infraestructura energética estratégica en Arabia Saudita —incluyendo estaciones de bombeo del oleoducto Este-Oeste y zonas de la capital, Riad— mantuvo elevada la prima de riesgo geopolítico, neutralizando el impacto de las gestiones diplomáticas multilaterales iniciadas por mediadores de Catar, Turquía, Pakistán y Egipto para desacelerar las tensiones con Irán.
Al cierre del mercado, los futuros del barril de Brent subieron 49 centavos (un alza del 0.40%), situándose en 117.21 dólares por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) registró un leve ajuste de 35 centavos (una baja del 0.34%), cotizando en 102.92 dólares por barril. En el ámbito de las reservas estratégicas, el Departamento de Energía de Estados Unidos reportó que los inventarios de la Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) cayeron a 282.6 millones de barriles la semana pasada, alcanzando su nivel más bajo registrado desde octubre de 1982.
Disrupciones logísticas en rutas marítimas y estrategia de reservas en Asia
Octubre se posicionó como el mes con el mayor registro de ataques contra embarcaciones comerciales en el estrecho de Ormuz y el estrecho de Bab el-Mandeb desde febrero de 2026, según datos del Washington Institute for Near East Policy. Paralelamente, las autoridades energéticas de Arabia Saudita y Singapur confirmaron un acuerdo para que Saudi Aramco comience a almacenar crudo comercial en instalaciones de Singapur a partir de la segunda mitad de 2027, reforzando la seguridad de suministro de la petrolera en los mercados asiáticos.
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