Global Energy 220 I Octubre 2026 by Elemental Media

Walter Julián Ángel Jiménez

Miriam Grunstein

Secretario de Desarrollo Energético de Tamaulipas

Brilliant Energy Consulting

El CIET es un encuentro para conocer Tamaulipas desde dentro...

Leticia Cienfuegos Blancas Especialista en contenido nacional

¿Entre rotos y descosidos?: los proyectos de desarrollo mixto con CFE.

www.globalenergy.mx

Contenido Nacional: cuando medir no significa desarrollar...

Año 17 • No 220• OCtubre 2026

Global Energy México

@GlobalEnergyMex

globalenergymx

GlobalEnergyTV

Eckhard Hinrichsen

Country Manager de DNV Energy Systems México

Vemos mucha actividad después de años donde no se hizo casi nada. Hay entusiasmo y optimismo en el sector”

Foto: Gobierno de Tamaulipas

La frontera que mueve la energía del país

Ningún otro estado fronterizo reúne al mismo tiempo generación eólica de escala nacional, los principales gasoductos de importación desde Texas y la única terminal de GNL de la costa este del país, una combinación que explica por qué las decisiones de infraestructura energética en Tamaulipas repercuten directamente en la confiabilidad del sistema eléctrico y en el abasto de gas natural de buena parte de México.

42 Foto: Baker Hughes

Lennart Rietveld

Regional Director Americas de WTS Energy

La demanda de talento en la industria energética de América no se dirige hacia una sustitución de perfiles, sino hacia una evolución de competencias”

Tamaulipas, el epicentro de la energía del país 20

La segunda edición del Congreso Internacional de Energía Tamaulipas reunirá a inversionistas, operadores, proveedores y autoridades federales. La entidad llega con el 20.2% de la capacidad eólica del país, gasoductos desde Texas, una terminal de GNL en Altamira y el campo Trion, cuya primera producción está prevista para 2028.

Baker Hughes, PDVSA, Lindsayca y Fulcrum LNG se alían para desarrollar la cadena del gas natural venezolano Baker Hughes aportará tecnología de desarrollo de campos, infraestructura de gas y LNG a una alianza con PDVSA, Lindsayca y Fulcrum LNG que contempla procesar, transportar, comercializar y exportar gas natural. La primera etapa atenderá los requerimientos internos de PDVSA y el suministro para generación eléctrica, y la siguiente evaluará infraestructura abierta de LNG.

Producir más en Venezuela empieza por los pozos que ya existen 16 Foto: Magnific

Contener la inflación cambia la ecuación para Pemex y el mercado de combustibles AÑOS

En el Venezuela International Oil & Gas Summit, ejecutivos de la industria coincidieron en que una de las primeras oportunidades está en recuperar productividad de la amplia base de pozos existente, apoyándose en nuevas tecnologías de intervención, levantamiento artificial, datos y digitalización, mientras se fortalecen la infraestructura, la energía y la capacidad de tratamiento necesarias para sostener el crecimiento.

44 Foto: Global Energy

D E I N F O R M A R C O N S E R I E DA D , O B J E T I V I DA D Y P R O F E S I O N A L I S M O , E L AC O N T E C E R D E L S E C T O R E N E R G É T I C O

Bienvenidos Editorial

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Tamaulipas conecta proyectos, inversión y proveeduría en el CIET 2026 Presidencia Edgar Chávez Director Comercial Global Energy Mariano Rodríguez Directora Administrativa Ericka Ibarra Directora Editorial Kathya Santoyo Director de Arte Sandino García Editor en Jefe Diego Abraham Aguilar Redacción Paola Ramírez Rocío Novoa Itzel Alaniz Ángel Velaiz Social Media Ana Paula Sánchez Paris Gutiérrez Diseño Gráfico Marco Alvarado Edición y Fotoproducción Argenis Aguilar Misael Valtierra Circulación Ivonne Ortigoza Asistente Ejecutiva Sandra Rodríguez Colaboradores José Pedroza Distribución y Logística David Medina José Cruz Nailea Medina

el 27 al 29 de octubre, Expo Tampico recibirá la segunda edición del Congreso Internacional de Energía Tamaulipas (CIET), en un momento en que el desarrollo de nuevos proyectos amplía las oportunidades para inversionistas, operadores, proveedores y centros de investigación. Tamaulipas llega al congreso con resultados medibles en energía eólica, pues ocupa el segundo lugar nacional con 13 parques en operación en Llera, Güémez y Reynosa que suman 1,733.7 MW, equivalentes al 20.2% de la capacidad del país en esa fuente. La producción de esas plantas pasó de 5,498 a 7,032 gigawatts hora entre 2024 y 2025. Esa base crecerá con seis parques derivados de la Convocatoria para Esquemas de Desarrollo Mixto de la región Noreste, presentada por CFE y Sener en febrero de 2026, con fallo emitido el 5 de junio de ese año. Aportarán 2,532 MW en Casas, Méndez, Reynosa y Matamoros, con obras desde principios de 2027 y operación a finales de 2028 o principios de 2029, según la Secretaría de Desarrollo Energético (Sedener). Con su entrada en operación, Tamaulipas podrá avanzar hacia el primer lugar nacional en energía eólica, de acuerdo con Sedener. En hidrocarburos, el campo Trion, que Woodside Energy opera en asociación con Pemex en aguas ultraprofundas frente a la costa de Matamoros, a más de 2,500 metros de profundidad, registró un avance de 64% al término del segundo trimestre de 2026 y prevé su primera producción en 2028. Woodside lo identifica como el primer desarrollo de petróleo en aguas ultraprofundas de México. En tierra, la Cuenca de Burgos, en el norte de Tamaulipas y el noreste de Nuevo León, ocupa el tercer lugar nacional en pozos exploratorios perforados entre 2010 y 2024, con 54, según el Plan de

Foto: Cortesía

Desarrollo del Sector Hidrocarburos que Sener publicó en el Diario Oficial el 7 de septiembre de 2026. Ese documento indica que, desde 2019, se fortalecieron las actividades exploratorias en Burgos por su alto potencial gasífero, con el objetivo de reducir la dependencia de importaciones de gas natural. La agenda del CIET incorpora los proyectos eléctricos recién aprobados y el avance de Trion, y debuta con los temas de biocombustibles y procesamiento de residuos a energía. Sedener expondrá, además, las plantas de pirólisis y etanol, las perspectivas de petróleo y gas, el avance de la infraestructura y las necesidades del sector. Celebrar el congreso en el último trimestre del año permite incorporar a la conversación las experiencias que ya han marcado la agenda pública durante 2026. La primera edición, realizada del 24 al 26 de noviembre de 2025 en la misma sede, concluyó con la presentación del Sistema de Información Energética Estatal de

Tamaulipas, una plataforma digital que reúne los datos del sector en mapas e indicadores. Antes del inicio del congreso, el 26 de octubre, se realizarán un torneo de golf y una carrera atlética de 5 kilómetros por el Día Internacional de la Sensibilización sobre el cáncer de mama. La agenda contempla también espacios de discusión con mujeres sobre su liderazgo en el sistema energético y actividades culturales en Tampico, Altamira y Madero. Con parques eólicos que ya aportan el 20.2% de la capacidad nacional, gasoductos que llevan gas texano hacia el centro del país, una terminal de GNL en Altamira y un campo en aguas ultraprofundas en construcción, Tamaulipas recibe a la industria con infraestructura en operación y proyectos en marcha. El congreso es la oportunidad de que los asistentes conozcan lo que se está haciendo en Tamaulipas como palanca de desarrollo nacional.

Plataforma Multimedia y Contenido Digital Director de Operaciones Ricardo Enríquez Conductora titular Global Energy Crystal Mendivil Conductora titular Global Industries Marlene Stahl Conductora Wendy Fernández Línea editorial Juan José García Jefe de Edición y Post-producción Alberto Bello

De Portada

Editora Emili Sánchez

Opiniones

Coberturas

Opiniones del sector

Realización y Fotografía Argenis Aguilar Camarógrafo en Campo Alejandra Ramírez

PÁG. 18

Marcos Avalos

PÁG. 22

Dr. Roberto Luna

PÁG. 26

Dircea Arroyo

PÁG. 30

Enrique Poceros

PÁG. 34

Marcial Díaz

Global Energy, Edición 220, Año 16. Publicación mensual correspondiente a Octubre de 2026, editada, diseñada y publicada por Elemental Media, S.A. de C.V. en Calle Monte Elbruz 132, Lomas de Chapultepec, Miguel Hidalgo, 11580, Ciudad de México, Tel. 55 9155 5302. Correo Electrónico: edgar@globalenergy.mx Editor responsable: Edgar Francisco Chávez Ibarra. Certificado de Reserva de Derechos de Autor No. 04-2025-071513115400-101. Certificado de Licitud de Título y Contenido No. 17860. Impresa el 15 de Octubre de 2026. Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores y no necesariamente representan o reflejan el punto de vista u opinión de Elemental Media, S.A. de C.V., ni del periódico. Impresa en RR IMPRESOS, Mar Mediterráneo 36, Col. Tacuba, Alc. Miguel Hidalgo, C.P. 11410, Ciudad de México Tel. 55 5527 6211. Distribuida por Servicio Postal Mexicano, Ubicado en Av. Ceylán 468, Col. Cosmopolitan, Alc. Azcapotzalco, C.P. 02521, Ciudad de México. IMPRESA EN MÉXICO - PRINTED IN MEXICO

PÁG. 38

Alejandro Escandón

PÁG. 38

Uriel Lases

Edición certificada

Tiraje 10,000 ejemplares Suscripciones ivonne@elementalmedia.mx Tel: (55) 5344 3851

Operaciones más inteligentes y eficientes en la industria de energía Una plataforma de automatización confiable y escalable que reúne más de seis décadas de experiencia ayudando a nuestros clientes a optimizar sus operaciones de forma segura y eficiente, para suministrar energía confiable y electricidad limpia.

www.emerson/ovation

De Portada Especiales Líderes con poder de transformar a México Sector Combustibles Octubre 2026

Septiembre Octubre Mayo 2026 2024 www.globalenergy.mx

De Portada 6

www.globalenergy.mx

◼ Tamaulipas concentra la mayor infraestructura energética transfronteriza del país

La frontera que mueve la energía del país

1985 (1 de junio) Arranca el Complejo Industrial Portuario de Altamira, que hoy integra 15 terminales marítimas.

CFE desarrolla nueve subestaciones eléctricas en Tampico, Ciudad Victoria, Matamoros, Reynosa y Nuevo Laredo, con la meta de reducir en más de 50% las interrupciones del servicio respecto a 2024.

2003 (octubre) CFE firma con Shell un contrato de suministro de GNL por 15 años para la futura terminal de Altamira.

2006 Comienza a operar la Terminal de GNL de Altamira.

2011

1,733.7 MW

Foto: Gobierno de Tamaulipas

Por Global Energy

a posición de Tamaulipas como frontera energética con Texas se sostiene en cuatro frentes simultáneos. En generación, el estado aporta el 20.2% de la capacidad eólica nacional. En la red, desarrolla una nueva central de ciclo combinado y nueve subestaciones para reforzarla. En transporte de gas, dos gasoductos que ingresan desde Eagle Ford alimentan al Sistema de Transporte Nacional. En importación, la Terminal de GNL de Altamira es la única puerta de entrada de gas licuado en la costa este del país, complementada ahora por una unidad flotante de licuefacción en el mismo puerto. Su lugar en el mapa nacional del sector no se explica por un solo activo.

Generación, transporte de gas e importación se concentran en el mismo territorio y se refuerzan entre sí. Esa combinación es la que lo distingue de las demás entidades del país. También ocupa el segundo lugar nacional en generación eólica. Trece parques en operación en los municipios de Llera, Güémez y Reynosa suman 1,733.7 MW, equivalentes al 20.2% de la capacidad instalada de todo el país en esa fuente. La producción de esas plantas pasó de 5,498 a 7,032 gigawatts hora en el comparativo anual más reciente, un incremento de 27.9%. Esa base eólica se ampliará con seis proyectos adicionales derivados de la Convocatoria para Esquemas de Desarrollo Mixto para la región Noreste, que CFE y Sener presentaron en febrero de

2026 y cuyo fallo se emitió el 5 de junio de ese año. Los parques sumarán 2,532 MW en los municipios de Casas, Méndez, Reynosa y Matamoros, con inicio de obras a principios de 2027 y entrada en operación prevista para finales de 2028 o principios de 2029. El parque El Chorro, en Casas, aportará 705 MW y será el más grande de esta etapa. Le siguen Montecristo y El Guajillo, en Méndez, con 510 MW y 460 MW respectivamente, Santa Gertrudis y Delaro, en Reynosa, con 503 MW y 175 MW, y Energeo Los Molinos, en Matamoros, con 171 MW. Quince grupos industriales han manifestado interés en desarrollar y financiar obras adicionales en la entidad. A esta expansión se suman iniciativas privadas de menor escala dentro

de potencia eólica instalada en Tamaulipas, repartidos en 13 parques en operación de Llera, Güémez y Reynosa, equivalentes al 20.2% de la capacidad eólica del país

Vopak y Enagás adquieren la terminal a Shell, Total y Mitsui, con 60% y 40% de participación, respectivamente.

2014 (diciembre) Se inician las operaciones de Los Ramones I, gasoducto que parte de Camargo y se interconecta con el tramo procedente de Agua Dulce, Texas.

Control de Flotillas

Monedero Electrónico ATIONET para Gasolineras Crea, administra y controla el consumo de combustible de tu flotilla en la nube, de forma simple, segura y en tiempo real Reglas de Control de Consumo

Integración con ERP y Logística

Define dónde, cuándo y quién transacciona

Cumplimiento Normativo

Reportes y Alertas en Tiempo Real

CFDI y estados de cuenta automáticos

Plataforma Autoadministrable

Cosumo en Tiempo Real Visibilidad total de cada transacción

Implementación en Minutos 100% en la nube, sin infraestructura

Tarjetas Prepago, Postpago y Descuento

www.atiogroup.com.mx

@ATIOGroup

De Portada Especiales

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

2,5232 MW

adicionales de potencia eólica en seis parques aprobados para Casas, Méndez, Reynosa y Matamoros, con operación prevista para finales de 2028 o principios de 2029

2016 CFE adjudica el gasoducto marino Sur de Texas-Tuxpan a Infraestructura Marina del Golfo, alianza entre TC Energía e IEnova.

2019

Inicia el transporte de gas por el sistema Sur de TexasTuxpan, con capacidad de 2,600 millones de pies cúbicos diarios..

El Puerto de Altamira cuenta con 25 posiciones de atraque, 22 de ellas con actividad comercial, y mueve alrededor de 22 millones de toneladas de carga al año.

del mismo plan de fortalecimiento. Una central fotovoltaica en Altamira aportará 84.97 MW, la planta Tamesí Solar sumará 122.55 MW y el parque eólico E24, en Mier, contempla 130 MW con 54 MW de almacenamiento. Esa capacidad de generación necesita una red que la sostenga, y ahí entra el segundo frente. CFE desarrolla la Central de Ciclo Combinado de Altamira, con 583.1 MW de potencia instalada según la Secretaría de Desarrollo Energético de Tamaulipas. En paralelo, la empresa construye nueve subestaciones en Tampico, Ciudad Victoria, Matamoros, Reynosa y Nuevo Laredo, con una inversión proyectada de 2,398 millones de pesos hacia 2028, que incluye también la rehabilitación de bancos de transformación y la recalibración de circuitos de distribución. La meta es reducir en más de 50% las interrupciones de suministro respecto a 2024. La reactivación del proyecto de transmisión Huasteca-Nuevo León busca resolver el cuello de botella que hoy limita evacuar toda la energía eólica que el estado genera hacia el resto del sistema. Sin esa salida, la capacidad instalada no se traduce en electricidad efectivamente aprovechada por el país. El tercer frente explica por qué Tamaulipas no solo produce energía, sino que además funciona como puerta

Foto: Magnific

2024 (enero) TC Energía formaliza con la administración portuaria el uso de cuatro hectáreas para una segunda estación de compresión, que operará junto con la existente..

$2,398 Foto: Gobierno de Tamaulipas

millones de pesos de inversión proyectada de CFE hasta 2028 en Tamaulipas para nuevas subestaciones, rehabilitación de bancos de transformación y recalibración de circuitos de distribución.

2024 New Fortress Energy produce su primer gas natural licuado en la unidad flotante Fast LNG, con capacidad de 1.4 millones de toneladas anuales.

De Portada Especiales

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

2025 (agosto) La Secretaría de Desarrollo Energético anuncia nueve subestaciones y la reactivación de la línea de transmisión HuastecaNuevo León.

2025 Foto: Gobierno de Tamaulipas

Tamaulipas alcanza 7,032 gigawatts hora, 27.9% más que el año previo. Foto: Magnific

Foto: Gobierno de Tamaulipas

2.600 millones de pies cúbicos diarios, capacidad en el gasoducto marino Sur de Texas-Tuxpan

Foto: Gobierno de Tamaulipas

de entrada de gas natural para otras regiones del país. El gasoducto Los Ramones cruza la frontera en Camargo, donde se interconecta con el Net Mexico Pipeline procedente de Agua Dulce, Texas. Desde ahí, Los Ramones enlaza con el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, extendiendo el flujo de gas texano hacia el centro de México. Es uno de los dos corredores que convierten a esta franja limítrofe en paso obligado del suministro gasífero del país. El segundo corredor es el gasoducto marino Sur de Texas-Tuxpan, operado por la alianza entre TC Energía e IEnova. Transporta gas desde Brownsville hasta Tamaulipas y Veracruz con una capacidad de 2,600 millones de pies cúbicos diarios a lo largo de 772 kilómetros.

5,7 mil

millones de metros cúbicos anuales de capacidad de regasificación en la Terminal de GNL de Altamira

Del lado estadounidense se conecta con el gasoducto Nueces-Brownsville, y en Veracruz con el sistema Tuxpan-Tula. La Estación de Compresión Altamira, con tres turbocompresores de 34 MW cada uno, sostiene ese flujo hacia el resto del país. El cuarto frente cierra el circuito de infraestructura fronteriza. Cuando el gas llega en forma líquida y no por ducto, Tamaulipas también es el único punto de acceso en la costa este del país, condición que ninguna otra entidad con litoral en el golfo comparte. La Terminal de GNL de Altamira, propiedad de Royal Vopak y Enagás, mantiene una capacidad de regasificación de 5.7 mil millones de metros cúbicos anuales. Almacena el gas licuado en dos tanques de 150,000 metros

cúbicos cada uno, bajo un contrato de suministro de 15 años con CFE por 5,200 millones de metros cúbicos al año. El muelle recibe buques de hasta 216,000 metros cúbicos de GNL, con un calado de 14 metros, y las instalaciones cuentan con certificaciones ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001. En el mismo puerto opera también una unidad flotante de licuefacción con capacidad de 1.4 millones de toneladas anuales. Esa unidad añadió a Tamaulipas la función inversa a la histórica, la de exportar gas natural licuado además de importarlo. El Puerto de Altamira, en operación como complejo industrial desde hace cuatro décadas, cuenta con 25 posiciones de atraque, 22 de ellas con actividad comercial, y maneja alrededor de 22 millones de toneladas de carga al año. Es la plataforma logística de la terminal de regasificación y de la unidad de licuefacción descritas. Ninguna otra entidad del país reúne al mismo tiempo generación eólica de escala nacional, los dos principales gasoductos de importación desde Texas y la única terminal de GNL fuera del Pacífico. Esa concentración convierte a Tamaulipas en el punto donde se decide buena parte de la confiabilidad energética del noreste mexicano y de la industria que depende de ese suministro en el resto de México.

2026 (febrero) Sedener presenta la Central de Ciclo Combinado de Altamira, con 583.1 MW, y tres proyectos privados, la central fotovoltaica de Altamira con 84.97 MW, Tamesí Solar con 122.55 MW y el parque eólico E24 con 130 MW.

2026 (junio) Se aprueban seis parques eólicos en la Convocatoria para Esquemas de Desarrollo Mixto de la región Noreste, que suman 2,532 MW.

De Portada Entrevista

◼ Walter Julián Ángel Jiménez

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Secretario de Desarrollo Energético de Tamaulipas

Tamaulipas recibe a la industria con más proyectos y nuevas oportunidades La segunda edición del Congreso Internacional de Energía Tamaulipas abre un espacio para conocer los proyectos que están transformando el sector energético, generar vínculos entre empresas y autoridades y explorar nuevas áreas de inversión. Walter Julián Ángel Jiménez, secretario de Desarrollo Energético del estado anfitrión, comparte las expectativas, principales novedades y las experiencias que esperan a quienes llegan a Tampico. Por Rocío Novoa Valdebenitoo

amaulipas recibe a representantes de la industria energética nacional e internacional en un momento en que el desarrollo de nuevos proyectos está ampliando las oportunidades para inversionistas, operadores, proveedores y centros de investigación. Para Walter Julián Ángel Jiménez, secretario de Desarrollo Energético del estado, la segunda edición del Congreso Internacional de Energía Tamaulipas (CIET) representa una oportunidad para mostrar el alcance de esta transformación y conectar a quienes pueden participar en ella. “Que la gente se dé cuenta de todo lo que está pasando en Tamaulipas en materia de hidrocarburos, electricidad y bioenergía”, plantea el funcionario sobre sus expectativas para el encuentro. En conversación con Global Energy destaca que el objetivo también es visibilizar las oportunidades para desarrolladores y proveedores, así como la articulación del sector público para acompañar las inversiones desde los ámbitos federal, estatal y municipal. El Congreso, que se celebra del 27 al 29 de octubre en Expo Tampico, llega a su segunda edición con una agenda que incorpora “principalmente los proyectos que se acaban de alojar, los eléctricos y la fase ya operativa de proyectos como el campo Trion con Woodside y Pemex”, señala Ángel sobre las principales novedades del encuentro y la apertura hacia otras tecnologías. “Estamos debutando con los temas de biocombustibles y procesamiento de residuos a energía”, adelanta.

Una agenda que refleja el potencial energético La diversidad de proyectos constituye, desde la perspectiva del secretario, uno de los principales atributos de Tamaulipas y una de las características que distinguen al CIET de otros encuentros especializados. Aunque reconoce la importancia de los demás eventos de la industria, considera que el estado ofrece “un área de oportunidad donde hay una gran cantidad de componentes que explotar”, gracias a la presencia de actividades relacionadas con hidrocarburos, electricidad y nuevas tecnologías energéticas. Esta combinación permite reunir a desarrolladores, operadores y proveedores con necesidades diferentes, pero vinculados por las oportunidades que abre el crecimiento del sector. “Somos un estado con la mayor oferta bruta de energía”, sostiene el

Los avances del campo Trion, los nuevos proyectos eléctricos y la incorporación de la bioenergía protagonizan las novedades de la segunda edición. Walter Julián Ángel Jiménez / Foto: Argenis Aguilar

funcionario, quien considera que esa posición permite abrir conversaciones que van más allá de una sola actividad industrial. A ello se suma el papel de la Secretaría de Desarrollo Energético, cuyos equipos, explica, están “metidos en casi todos los temas de la cadena de valor del sistema energético”, lo que permite mantener una vinculación directa con los proyectos y las oportunidades que generan. M á s a l l á de pre s e nt a r nue vo s desarrollos, la autoridad busca que quienes par t icipan en el Cong reso puedan identificar cómo integrarse a l de s a r rol lo e ne rgé t ico lo c a l . E l objetivo, explica, es visibilizar “las oportunidades que hay para seguir invirtiendo en Tamaulipas y desarrollar la proveeduría y la investigación que estos proyectos requieren”. Desde su perspectiva, el potencial del

estado también representa una oportunidad para incorporar empresas, servicios especializados y capacidades de investigación a las distintas e t apa s de lo s proye c to s, for t a leciendo la vinculación entre los participantes de la industria. La coordinación institucional también resulta fundamental para acompañar los proyectos que han recibido autorización federal y facilitar su desarrollo en el estado. Ángel considera que la participación de la Secretaría en distintos segmentos de la industria genera oportunidades “para el alojamiento de inversiones” y permite ampliar la discusión sobre las nuevas tecnologías y actividades que comienzan a incorporarse al sector. Todo ello, explica, con el propósito de “consolidar los proyectos que se han aprobado desde la federación”, una tarea que requiere mantener

El objetivo es visibilizar las oportunidades que hay para seguir invirtiendo en Tamaulipas y desarrollar la proveeduría y la investigación que estos proyectos requieren”

el diálogo entre autoridades, desarrolladores y empresas. Celebrar el CIET durante el último trimestre del año también representa un plus para Tamaulipas, pues permite incorporar a la conversación las experiencias y avances que han marcado la agenda energética nacional. “La ventaja de ser uno de los congresos que se realiza al finalizar el año es que han pasado ya diferentes experiencias a lo largo de la agenda pública”, explica Ángel Jiménez. Para el secretario, este momento permite abordar las oportunidades del estado a partir de los proyectos y decisiones que han ido configurando el desarrollo del sector durante 2026. Pero la experiencia que propone Tamaulipas no se limita a las conferencias y reuniones empresariales. Para Ángel Jiménez, recibir a la industria también significa generar espacios de convivencia que permitan fortalecer los vínculos entre los participantes. “Vamos a tener un torneo de golf, vamos a tener una carrera atlética”, adelanta el secretario sobre las actividades programadas para el 26 de octubre, antes del inicio del Congreso. La agenda contempla, además, encuentros que buscan ampliar la participación de distintos actores del sector y acercar a los visitantes a otros atributos de la región. También habrá espacios de discusión dedicados a las mujeres que participan en el sector. “Vamos a tener espacios de discusión únicamente con mujeres para hablar de la manera en cómo están debutando y cómo están liderando el sistema energético”, explica Ángel, quien identifica en estas conversaciones una oportunidad para visibilizar su creciente participación en distintas actividades de la industria. La visita también busca acercar a los participantes a la riqueza cultural de la zona conurbada que recibe al Congreso. Ángel Jiménez anticipa “una agenda de actividades en Tampico, en Altamira y en Madero para que conozcan la riqueza cultural de la zona”. La propuesta busca que los visitantes conozcan una región cuya identidad también se construye a partir de su historia, sus tradiciones y su riqueza cultural. El secretario incluso plantea la posibilidad de organizar visitas a algunos de los principales desarrollos de la entidad. “¿Por qué no acordar con la gente que vaya al Congreso que les vayamos a hacer una especie de recorrido energético sobre los principales proyectos que se están desarrollando en el estado?”, propone. Más allá de las actividades y encuentros programados, Ángel Jiménez espera que quienes participan en el CIET puedan conocer de primera mano “lo que estamos haciendo en Tamaulipas como palanca de desarrollo nacional” y reconocer las oportunidades que ofrece el estado para continuar impulsando inversiones, proveeduría e investigación. Con esa expectativa, el secretario extiende la invitación a la industria: “Los esperamos del 27 al 29 de octubre en la Expo Tampico”.

De Portada Cobertura

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

PROGRAMA CIET 2026

Expo Tampico, 26, 27, 28 y 29 de octubre de 2026. Lunes / 26 de Octubre

09:00 19:00

TORNEO DE GOLF / Club Campestre

Colaboradores Diamante, Platino y Oro e Invitados VIP Club Campestre, Tampico Tamaulipas

Martes / 27 de Octubre

6:00

09:00 - 19:00

Carrera Femenil - Woodside Energy

Lugar de salida: Plaza Gobernadores, Playa Miramar, Cd. Madero.

Registro y apertura de la Feria Industrial

Ceremonia de Inauguración

Dr. Américo Villarreal Anaya Gobernador del Estado de Tamaulipas

16:00-17:30

Mtra. Emilia Esther Calleja Alor Directora General de la Comisión Federal de Electricidad

Dr. Cuitláhuac García Jiménez Director General del Centro Nacional de Control de Gas Natural

Dra. Elizabeth Mar Juárez, Directora General del Instituto Mexicano del Petróleo

Excmo. Crispin Conroy Embajador de Australia

Panel Magistral Potencial tecnológico de los Aliados Globales en la Transformación del Sistema Energético de México y Tamaulipas. Excmo. Sr. Crispin Conroy / Embajador de Australia Excma. Sra. Vanessa Vega Saenz / Embajadora de Dinamarca Excmo. Sr. Ari Mäki / Embajador de Finlandia Excmo. Sra. Pernilla Josefsson Lazo / Embajador de Suecia Excmo. Sr. Dag Nylander / Embajador de Noruega Dr. Américo Villarreal Anaya / Gobernador de Tamaulipas Moderador: Ing. Walter Julián Ángel Jiménez / Secretario de Desarrollo Energético del Estado de Tamaulipas 18:30 - 19:30

Corte de listón y recorrido de la Feria Industrial

20:00-22:30

CENA DE GALA (Salón gobernador) Colaboradores Diamantes, Platino, Oro e Invitados VIP

Excma. Pernilla Josefsson Lazo Embajadora de Suecia.

Excmo. Ari Mäki Embajador de Finlandia

Excma. Vanessa Vega Sáenz Embajadora de Dinamarca

17:30-18:30

Dr. Jorge Marcial Islas Samperio Subsecretario de Planeación y Transición Energética de la Secretaría de Energía

Mtra. Luz Elena González Escobar Secretaria de Energía del Gobierno de México

“Consulta el programa en tiempo real de los días 28 y 29 de octubre en el sitio del CIET: ciet.tamaulipas.gob.mx para conocer las actualizaciones de último momento.”

Excmo. Dag Nylander Embajador de Noruega

¡Regístrate en el

Cita:

El futuro de la energía comienza aquí

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Opiniones 16

■ Alejandro Montufar

Director General de PetroIntelligence

Contener la inflación cambia la ecuación para Pemex y el mercado de combustibles

La recuperación del mercado mayorista, la contención de los precios y una reorganización interna están modificando el papel de Pemex dentro del mercado de combustibles. Pero utilizar a la petrolera como herramienta contra la inflación tiene un costo y llevar demasiado lejos esa estrategia puede terminar debilitando la inversión y la propia seguridad energética que se busca proteger.

de precio global, van a poder competir, pero Pemex no va a regresar a los márgenes que tenía anteriormente”. Para Montufar, una parte del sector todavía interpreta el avance de Pemex como un fenómeno estrictamente coyuntural, ya que “la crisis de precios no permitió observar la reingeniería de procesos que se están llevando a cabo de manera interna, que sí están sucediendo”.

Contener la inflación también tiene un costo

Por Rocío Novoa Valdebenito

valuar a Petróleos Mexicanos únicamente a partir de sus ganancias, pérdidas o participación de mercado deja fuera una parte fundamental de su función dentro del sistema energético mexicano. En momentos de presión internacional sobre los combustibles, Pemex compite con otros proveedores y está siendo utilizada como una herramienta para contener precios, asegurar el suministro y reducir el impacto de la energía sobre la inflación. Para Alejandro Montufar Helu, director general de PetroIntelligence, esa diferencia resulta central para entender lo que está ocurriendo actualmente en el mercado y también para dimensionar correctamente el costo de las decisiones que se están tomando. “Pemex no es una empresa, es un brazo estatal. La misión de Pemex no es hacer dinero, es, desde mi punto de vista, brindar seguridad nacional a través de la seguridad energética y combatir la inflación”, afirma en conversación con Global Energy. Durante los últimos meses Pemex ha recuperado una participación dominante en el mercado mayorista, de acuerdo con los datos de PetroIntelligence. Al cierre de junio la petrolera concentraba 91% del mayoreo de gasolina y 82.2% del diésel, una proporción muy distinta a la observada cinco años atrás.

Alejandro Montufar / Foto: AAM

Claramente, parte de ese avance se explica por la diferencia entre sus precios y los de los importadores privados. Frente al encarecimiento internacional, estos últimos no tienen la misma capacidad para contener sus precios, mientras Pemex ha mantenido condiciones más competitivas en el contexto del pacto voluntario. Pero interpretar este fenómeno solo como una política de precios subsidiados también sería incompleto. El ejecutivo sostiene que existe otro elemento menos visible: la integración de funciones que antes estaban distribuidas entre distintas subsidiarias habría permitido disminuir costos administrativos y comerciales. Por eso, PetroIntelligence considera, respecto a la participación conquistada, que “sí va a perder por supuesto una parte porque los importadores, cuando pase esta crisis

Lo que Pemex está perdiendo, yo no lo visualizo como una pérdida, lo veo como un pago por mantener la inflación y mantener la gobernabilidad” Alejandro Montufar

La otra cara de la estrategia aparece cuando se observa el efecto financiero que implica utilizar a Pemex para amortiguar el precio de los combustibles. PetroIntelligence calcula que, considerando las reducciones de costos asociadas a la reorganización interna, la petrolera está dejando de obtener alrededor de 1,700 millones de pesos mensuales. Una primera estimación superaba los 5,000 millones, pero fue corregida al incorporar el efecto de esas eficiencias. “Lo que Pemex está perdiendo, yo no lo visualizo como una pérdida, lo veo como un pago por mantener la inflación y mantener la gobernabilidad”, señala Montufar sobre una comparación que ya no sería solo sobre cuánto podría ganar Pemex vendiendo los combustibles a otro precio, sino cuál sería el costo económico y social de permitir que toda la presión internacional se trasladara directamente al consumidor. “Combatir la inflación cuesta. No es algo gratis”, advierte. Eso sí, “hay que tener cuidado qué tanto estiramos la liga”, insiste Montufar, principalmente porque Pemex arrastra desde hace décadas una posición financiera vulnerable y, si bien puede abastecer una proporción considerable del mercado, necesita complementariedad privada para alcanzar determinadas regiones. El crecimiento reciente de su participación ha producido retrasos en algunas entregas y reubicaciones de los puntos donde las estaciones deben cargar producto. “No hay desabasto. Hay quien ha comentado que Pemex no tiene producto. Realmente no es eso. Sí hay un retraso de algunos días en las entregas, pero es porque no estaban acostumbrados a esta demanda. Es un tema de planeación”, precisa. La paradoja es que la propia política destinada a contener el precio al consumidor puede generar mayores costos logísticos dentro de la cadena. “Si tienes estados completos que no cumplen por los fletes de última milla y a Pemex le está costando, tú como Sener tendrías que estar sacando más permisos”, argumenta.

El riesgo está en lo que ocurre después La presión contingente no se concentra únicamente en Pemex. El mercado de estaciones de servicio también está comenzando a mostrar señales que, según PetroIntelligence, pueden comprometer la inversión futura. El margen necesario para una estación, considerando IVA, costos operativos, regulación, impuestos y rendimiento sobre la inversión, se ubica alrededor de 2.80 pesos por litro. Bajo las condiciones actuales, identifica una insuficiencia cercana a 50 centavos en gasolina y de un peso en diésel. En gasolina regular, sostiene, muchas estaciones estarían operando prácticamente en el punto de equilibrio. “No están generando recursos que den el rendimiento de la inversión, solamente operativos”, explica. La situación resulta más compleja en diésel, donde la insuficiencia podría alcanzar no solamente la rentabilidad esperada, sino incluso una parte de los costos vinculados al cumplimiento regulatorio. Las señales de menor interés por nuevos proyectos también comienzan a aparecer en los datos que analiza PetroIntelligence. Montufar señala una disminución en las solicitudes de apertura y anticipa que, si las condiciones se mantienen, el siguiente año podría profundizarse. “Estás llevando a cabo estrategias de corto plazo para contener los precios, pero como no estás cuidando otros aspectos, vas a generar precios altos en el mediano plazo”, advierte. Menor i nversión sig n i f ic a r ía, eventualmente, menos infraestructura, menor competencia y menor diversidad de productos. Y ahí la discusión vuelve al punto de partida: la seguridad energética, donde el desafío no consiste en elegir entre Pemex o los privados, sino en reconocer que ambos forman parte del mismo sistema. “Si tú quitaras a Pemex, pues el país entra en crisis porque ¿quién va a llevar el combustible? No hay forma que lo puedas quitar. Es más importante que un tema de negocio”, afirma. El mismo razonamiento, sostiene, debe extenderse a la inversión privada. Pemex necesita distribuidores, transportistas, terminales, estaciones y otros participantes capaces de complementar su infraestructura. “Hoy sí se acepta y se comunica que Pemex solo no puede y necesita a la iniciativa privada”. El reto será definir hasta dónde puede utilizarse a la petrolera como mecanismo de contención sin comprometer su capacidad futura y, simultáneamente, mantener condiciones que permitan al capital privado continuar participando. “También falta comunicar que Pemex es una herramienta de seguridad nacional y no solo una empresa”, cerró.

Opiniones Columna

Opiniones del Sector

Minerales críticos: lo que el fracking enseña —y lo que no— sobre cómo financiarlos Sin demanda garantizada y sin un marco público que oriente el capital, diversificar el suministro fuera de China seguirá siendo una aspiración.

educir la dependencia de China en minerales críticos1 es una tarea que se mide en generaciones, no en ciclos de gobierno. China concentra entre 60 y 95% del procesamiento, según el mineral de que se trate, y ha mostrado disposición a usar esa posición como palanca geopolítica. En una conversación reciente del Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia,2 Tom Moerenhout y Tomasz Nadrowski plantearon una pregunta útil: ¿qué puede aprender este sector del auge del fracking3 en Estados Unidos? Por: Marcos Avalos

Director de Proyectos Estratégicos, Tuvansa

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

La primera lección: la demanda manda El fracking prosperó porque tenía un mercado seguro: cada barril y cada molécula de gas encontraban comprador. Los minerales críticos carecen de esa certeza. Para Moerenhout, la «demanda absolutamente garantizada» es condición previa para que el capital privado comprometa miles de millones de dólares. No bastan las estrategias de oferta: los gobiernos deben asegurar la demanda en tecnologías energéticas, defensa y centros de datos. Sin señales creíbles y duraderas, cada nuevo proyecto corre el riesgo de sumarse a un mercado con exceso de oferta.

La diferencia de fondo: el tiempo Nadrowski resume el atractivo del fracking en tres rasgos: agotamiento rápido de los pozos, un umbral alto de inversión de capital (capex)4 y, sobre todo, corta duración. Un productor podía ajustar su estrategia —repartir efectivo o reinvertir— en plazos de unos 18 meses. La minería es lo contrario: un proyecto tarda de 10 a 17 años en madurar, es inflexible y exige inversión continua para reponer reservas; no puede detenerse porque cambien las preferencias de los accionistas. Por ello, los

vehículos financieros que impulsaron al fracking en la época de tasas de interés bajas no funcionan aquí, y persisten los obstáculos para obtener financiamiento y coberturas de precio.

Del mercado al marco público El fracking creció en un entorno de mercado. En los minerales críticos, en cambio, existe una falla de mercado: el capital privado persiguió escala y arbitraje, y no construyó resiliencia. La conclusión es que el Estado debe «enmarcar» y orientar el capital. Las herramientas propuestas son tres: precios piso sustentados en aranceles, garantías gubernamentales para los acreedores frente a riesgos que el mercado no permite cubrir, e incentivos fiscales. A ello se suman la cooperación internacional, indispensable pero frenada por la desconfianza entre aliados, y una consolidación acelerada del sector privado.

Una reflexión para México México llega a este debate con activos y con pendientes. Es un productor minero relevante —plata, cobre, zinc, fluorita— y en febrero de 2026 se anunció con Estados Unidos un Plan de Acción sobre Minerales Críticos que contempla explorar precios mínimos ajustados en frontera,5 precisamente una de las herramientas descritas. Al mismo tiempo, el litio está reservado al Estado y la política vigente ha restringido el otorgamiento de nuevas concesiones, lo que acota el espacio para la inversión privada. La lección del fracking es clara para el país: los recursos geológicos no bastan. Se requieren señales de demanda creíbles —que la revisión del T-MEC y la relocalización de cadenas productivas pueden ofrecer—, reglas estables durante plazos superiores a una década e instrumentos públicos que compartan el riesgo

Figura 1. Desafíos y soluciones para financiar minerales críticos fuera de China. Fuente: con base en Columbia Energy Exchange (CGEP, 2026).

Foto: Magnific

con el financiamiento privado. La oportunidad mayor quizá no esté solo en la extracción, sino en el procesamiento, donde la concentración es más aguda y el valor agregado, mayor. Definir esa estrategia ahora permitirá participar en la cadena de América del Norte como socio y no solo como proveedor de materia prima. Referencias Bibliográficas 1. Minerales críticos: insumos indispensables para tecnologías energéticas, defensa y electrónica (litio, cobalto, níquel, grafito, tierras raras, cobre, entre otros) cuya oferta está concentrada en pocos países. 2. Center on Global Energy Policy (CGEP), Universidad de Columbia, pódcast Columbia Energy Exchange: «Tom Moerenhout and Tomasz Nadrowski on Fixing the Mineral Supply Chain», 21 de julio de 2026. Moerenhout es investigador del CGEP; Nadrowski es cofundador y gestor de portafolio de Amvest Terraden. 3. Fracking o fracturamiento hidráulico: técnica que inyecta agua, arena y aditivos a alta presión para liberar petróleo y gas de formaciones de lutitas. 4. Capex (capital expenditure): inversión de capital necesaria para desarrollar y poner en marcha un proyecto. 5. Oficina del Representante Comercial de Estados Unidos (USTR), Plan de Acción entre Estados Unidos y México sobre Minerales Críticos, anunciado el 4 de febrero de 2026. Se trata de una hoja de ruta de trabajo, no de un acuerdo vinculante.

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Artículo

Opiniones 19

■ Proteger los activos también es proteger la rentabilidad

Protección contra la corrosión que ayuda a mantener la operación en marcha El control de la corrosión puede reducir costos y extender la vida útil de los activos. PPG DIMETCOTE™ 9-80 ofrece protección anticorrosiva y rápido curado para facilitar el mantenimiento de estructuras de acero en condiciones exigentes. Por Global Energy

a corrosión también impacta la rentabilidad. De acuerdo con la AMPP, representa un costo global de 2.5 billones de dólares al año, equivalente al 3.4% del PIB mundial. Sin embargo, las estrategias de control pueden reducir estos costos entre 15% y 35%.1 Ante este desafío, proteger los activos también significa preservar su desempeño, prolongar su vida útil y favorecer la rentabilidad de las operaciones. Para responder a esta necesidad, PPG desarrolló DIMETCOTE™ 9-80, un primario anticorrosivo de rápido curado, incluso en condiciones de baja humedad relativa.

■

Curado con una humedad relativa mínima de 40%, para responder a distintas condiciones ambientales.

Estas características permiten optimizar las ventanas de mantenimiento y favorecer la continuidad de la operación.

Tecnología diseñada para condiciones exigentes

Protección que impulsa la continuidad

PPG DIMETCOTE™ 9-80 es un recubrimiento de silicato de zinc desarrollado para proteger estructuras de acero en entornos exigentes. Sus principales características: ■ 80% de zinc en película seca, que proporciona protección galvánica. ■ Resistencia a temperaturas de hasta 560 °C*, cuando se utiliza con un acabado adecuado. ■ Manipulación en 15 minutos a 20 °C, para agilizar las intervenciones. ■ Repintado en cinco horas, a 20 °C y 40% de humedad relativa.

En PPG combinamos tecnología y acompañamiento técnico especializado para ayudar a proteger activos críticos, prolongar su vida útil y mantener las operaciones en marcha.

Escanea el QR y obtén más información sobre cómo PPG DIMETCOTE™ 9-80 puede contribuir a la protección de tus activos

1. Fuente: AMPP, AMPP Celebrates World Corrosion Awareness Day. *Los valores de temperatura, secado y repintado dependen de las condiciones de aplicación y del sistema utilizado. Consulta la ficha técnica vigente para conocer las especificaciones de cada proyecto.

 PPG América Latina�  @ppglatam

Opiniones Entrevista

■ Lennart Rietveld

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Regional Director Americas de WTS Energy

El talento energético evoluciona hacia perfiles multidisciplinarios, según WTS Energy

WTS Energy atraviesa una etapa de diversificación en Estados Unidos y de consolidación en México, donde su base de talento calificado en petróleo y gas convive con una demanda creciente de perfiles orientados a renovables, digitalización y sostenibilidad. Lennart Rietveld, explica cómo la compañía equilibra cumplimiento regulatorio, competitividad y desarrollo de talento local, al tiempo que identifica gas natural, LNG, infraestructura eléctrica y energías renovables como los principales frentes de crecimiento para los próximos años.

Los profesionales que destacan son aquellos que combinan experiencia operativa con visión de negocio, capacidades digitales, conocimientos de sostenibilidad y una gran capacidad de adaptación” Lennart Rietveld / Foto: Cortesía

Por Global Energy

a industria energética de México y Estados Unidos enfrenta una necesidad continua de personal técnico calificado para sostener operaciones de petróleo y gas, mientras en paralelo crece la demanda de especialistas en energías renovables y otras tecnologías ligadas a la transición energética. WTS Energy, firma de soluciones de talento para el sector energético, ajusta su estrategia en ambos países frente a ese escenario: reestructura su operación en Estados Unidos y consolida en México una base de profesionales calificados construida a lo largo de una década. Lennart Rietveld, Regional Director Americas de la compañía, detalla en entrevista para Global Energy cómo esa estrategia combina diversificación de servicios, cumplimiento regulatorio y desarrollo de talento local. En Estados Unidos, donde WTS Energy inició operaciones en el año 2000, la compañía reestructuró su equipo y su enfoque con el objetivo de impulsar diversificación y crecimiento. “Estamos empezando a ver los resultados de esta estrategia a través de

una oferta de servicios más diversificada, con presencia tanto en energías renovables como en petróleo y gas, en donde colocar personal calificado es una necesidad continua”, señala Rietveld. Esa misma lógica de diversificación distingue la operación mexicana, aunque desde una base distinta. México, donde WTS Energy cumplió una década de operaciones, cuenta con una fortaleza consolidada en petróleo, tanto en campos terrestres como costa afuera. Durante 2026, la firma colocó a más de 50 mexicanos en un barco de perforación en el Golfo de México y mantiene entre 50 y 100 especialistas activos a través de sus servicios. Rietveld identifica como principal reto la búsqueda constante de nuevos proyectos que permitan seguir colocando y desarrollando ese personal, en un contexto marcado por la producción petrolera actual y los retos financieros del sector. Ese crecimiento ocurre, además, dentro de un entorno regulatorio que Rietveld describe entre los más complejos de la región. Para el directivo, el mayor desafío en México consiste en conectar a empresas globales, acostumbradas a prácticas internacionales, con un

Buscamos convertirnos en un socio estratégico para nuestros clientes, desarrollando esquemas a la medida que respondan a necesidades específicas del sector energético” Lennart Rietveld

marco regulatorio que no siempre se alinea con esos modelos de operación; por ello resulta indispensable documentar de manera clara el cumplimiento de los requisitos aplicables, particularmente en los servicios regulados bajo el Registro de Prestadoras de Servicios Especializados u Obras Especializadas (REPSE).

El talento que exige la transición energética Esa misma capacidad de anticipación se extiende a la lectura que hace WTS Energy sobre los segmentos con mayor potencial de crecimiento. La compañía mantiene en México una presencia consolidada en petróleo y gas, particularmente en actividades upstream, segmento que Rietveld prevé seguirá representando una parte importante del negocio por la necesidad continua de personal técnico para proyectos terrestres y costa afuera. Al mismo tiempo, el directivo identifica una oportunidad relevante para diversificar hacia energías renovables, servicios EPC, infraestructura y proyectos petroquímicos. Esa diversificación de segmentos exige, según Rietveld, un perfil profesional distinto. La transición energética no elimina la necesidad de talento tradicional en petróleo y gas, pero sí transforma el perfil que buscan los clientes de WTS Energy. Entre las capacidades más solicitadas, el directivo menciona conocimiento en energías renovables; gestión de sostenibilidad, ESG y reducción de emisiones; análisis de datos y automatización aplicados a la energía; gestión de proyectos multidisciplinarios; y conocimiento regulatorio vinculado a la transición. Las habilidades blandas ganan, añade, un peso equivalente al técnico, con el liderazgo de equipos multiculturales y la adaptación al cambio como diferenciadores. “El profesional más demandado hoy no es necesariamente el que tiene más conocimientos técnicos, sino aquel que logra combinar experiencia técnica, competencias digitales y habilidades humanas para liderar la transformación del sector energético”, resume. Esa combinación de competencias define, para Rietveld, hacia dónde se dirige la demanda de talento en la industria energética de América en los próximos años: no hacia una sustitución de perfiles, sino hacia una evolución de competencias. Prevé una fuerte demanda continua en operaciones, mantenimiento, perforación, producción e integridad de activos, junto con un crecimiento acelerado en renovables,

almacenamiento, hidrógeno, captura de carbono y competencias digitales. “Los profesionales que destacan son aquellos que combinan experiencia operativa con visión de negocio, capacidades digitales, conocimientos de sostenibilidad y una gran capacidad de adaptación”, subraya.

Las próximas apuestas de WTS Energy Hoy, la mayoría del personal que la firma coloca con sus clientes es talento local, aunque el directivo señala como reto persistente explicar a clientes internacionales el marco regulatorio laboral mexicano, que carece de una regulación específica e integral para ciertos esquemas operativos del sector petrolero, como jornadas, rotaciones o asignaciones en campo. Esa confianza en el talento local sostiene, para Rietveld, las oportunidades que identifica hacia adelante. El directivo asocia el crecimiento de la demanda energética en México y gran parte de América con nuevas inversiones en gas natural, terminales de LNG, transporte, almacenamiento y generación eléctrica, lo que anticipa como un desplazamiento progresivo de la demanda de especialistas hacia construcción, comisionamiento, operación y cumplimiento en esos frentes. A esa lectura suma oportunidades en energías renovables vinculadas a la expansión solar, eólica, de almacenamiento, eficiencia energética y movilidad eléctrica, terreno donde WTS Energy busca ampliar su base de profesionales calificados. Para acompañar ese crecimiento, WTS Energy México evalúa el desarrollo de centros de entrenamiento y una iniciativa orientada a fortalecer capacidades técnicas del sector. La empresa forma parte, además, de un grupo con un portafolio complementario de servicios: Reynard, con sede en Países Bajos, se especializa en conexiones de alta tensión para energías renovables, particularmente parques eólicos costa afuera, con actividad en terminación y conexión de cables, pruebas, mantenimiento, consultoría técnica y un centro de entrenamiento propio. Hiber, empresa tecnológica neerlandesa con sede en Ámsterdam fundada en 2016, desarrolla soluciones de Internet de las Cosas para monitoreo remoto de pozos de petróleo y gas, mediante sensores, conectividad satelital y un panel de control que entrega datos de presión, temperatura y flujo prácticamente en tiempo real. Para WTS Energy, la convivencia entre el suministro tradicional con una demanda creciente de competencias digitales y de sostenibilidad se traduce en una estrategia que combina la consolidación de su negocio central en petróleo y gas con una apuesta progresiva por gas natural, LNG, infraestructura eléctrica y renovables, sostenida en una estructura local sólida y en la capacidad de anticipar un entorno regulatorio que exige, cada vez más, procesos documentados y trazables.

Hay empresas que trabajan en México, hay empresas que son

México

Hecho en México, construido por mexicanos

GENERAMOS EMPLEOS en nuestras regiones y comunidades

ESEASA Offshore, ESEASA Construcciones y Pesado Transport: tres empresas, una sola identidad. ESEASA Construcciones, Pesado Transport y ESEASA Offshore somos tres empresas 100% mexicanas que levantamos, movemos y construimos la infraestructura que el país necesita: refinerías, parques eólicos, estadios, puentes y plataformas marinas. Con grúas de hasta 3,000 toneladas, transporte especializado y patios sobre el Río Pánuco, cada obra lleva un mismo origen: el talento nacional. Nuestra historia comenzó hace más de cuatro décadas con ESEASA Construcciones. De esa misma experiencia nació Pesado Transport en 2012 y, en 2014, ESEASA Offshore, con dos patios sobre el Río Pánuco, en Tamaulipas y Veracruz, para fabricar estructuras marinas y brindar servicios para el sector energético.

FORMAMOS TALENTO con capacitación y desarrollo

Hoy sumamos 21 plataformas fabricadas en México, por manos mexicanas. Pero lo que más presumimos no son nuestros equipos. Son nuestras personas. Los empleos directos e indirectos que hemos generado en la región los ocupa gente local, en una zona que históricamente ha formado personal calificado para el mundo. Y seguimos capacitando a cada nuevo integrante, porque creemos que nuestro mayor valor es nuestra gente y que dar trabajo es la mejor forma de apoyar a México.

FORTALECEMOS LA INDUSTRIA con proyectos que hacen crecer el país

Por eso nuestro compromiso no cambia: generar empleo, formar talento y fortalecer la industria nacional.

Somos mexicanos y trabajamos para México www.eseasaconstrucciones.com

•

www.eseasaoffshore.com

•

www.pesadotransport.com

Opiniones Columna

Opiniones del Sector

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Análisis del sector eléctrico en México y Centroamérica: retos de capacidad, resiliencia operativa y estrategias tecnológicas El panorama regional: Una demanda creciente vs. Una oferta limitada

l analizar la dinámica energética de México y los países de Centroamérica (Guatemala, El Salvador, Honduras, Costa Rica y Panamá), se observa un diagnóstico común caracterizado principalmente por tres factores: ■

Por: Dr. Roberto Luna

Regional Sales Manager LATAM, Vaisala ■

■

Demanda acelerada y diversificada: Impulsada por la electrificación del transporte, el fenómeno de relocalización industrial (nearshoring), la expansión de infraestructura comercial y la llegada masiva de centros de datos (datacenters), los cuales exigen un suministro eléctrico continuo, de alta calidad y con tolerancias mínimas a la interrupción. Incapacidad de respuesta en el corto plazo: La capacidad instalada actual opera con márgenes de reserva reducidos, comprometiendo la estabilidad a largo plazo de los sistemas. Planes de expansión en desarrollo: Aunque existen planes gubernamentales y privados para incrementar la capacidad de generación, los ciclos de planeación, financiamiento y ejecución no avanzan al mismo ritmo que la demanda actual.

Divergencia en las estrategias de política energética A pesar de compartir el mismo reto estructural, los países de la región implementan modelos regulatorios e incentivos de mercado diferenciados para diversificar y equilibrar sus matrices energéticas: ■

■

Modelos de apertura y participación privada: En varios países centroamericanos (como Guatemala, Honduras, Salvador y Panamá) se están adoptando estos modelos e iniciativas de mercado regional (como el Mercado Eléctrico Regional, MER), se promueve la inversión privada activa mediante licitaciones de largo plazo, integrando parques solares fotovoltaicos, eólicos y plantas térmicas para garantizar la firmeza del sistema. Estructura centralizada o mixta: En mercados con mayor intervención estatal, como México, los esquemas de asociación público-privada e inversiones directas de empresas del Estado buscan balancear la soberanía energética con la incorporación progresiva de energías renovables y modernización de redes de transmisión. La Meta Común: Lograr una matriz energética resiliente, descarbonizada y diversificada, capaz de sostener el desarrollo económico local.

La competitividad regional: una carrera contra el tiempo La competitividad industrial de cada país depende directamente de la seguridad de su suministro eléctrico. Las decisiones de inversión extranjera directa (IED) priorizan aquellos destinos que garantizan energía, constante y a precios competitivos. Quien resuelva primero la brecha energética no solo asegurará la estabilidad de su red doméstica, sino que captará la mayor cuota de capital productivo en la región. Por ello, la transición energética en México y Centroamérica se ha transformado en una verdadera carrera contra el tiempo.

El cuello de botella operativo: restricciones en la cadena de suministro Construir e interconectar una planta de generación o una subestación de transmisión requiere superar complejidades de obra civil, permisos ambientales, infraestructura de interconexión y, fundamentalmente, la adquisición de equipos de alta tensión.

El desafío de los transformadores de potencia Los transformadores de potencia representan el corazón de la red eléctrica y, actualmente, sufren el impacto de la crisis global de la cadena de suministro: 1. Tiempos de entrega extendidos: Los principales fabricantes internacionales registran plazos de fabricación de 2 a 4 años, dependiendo de la capacidad (MVA) y el nivel de voltaje. 2. Escasez de insumos clave: Restricciones en la disponibilidad de acero magnético de grano orientado, cobre de alta pureza, entre otros prolongan la entrega de estos activos. 3. Alto Costo (OpEx y CapEx): El reemplazo no planificado de un transformador implica pérdidas millonarias por indisponibilidad del servicio y costos elevados de sustitución. Ante esta realidad, la expansión mediante nuevo equipamiento no solucionará las necesidades inmediatas de la red en el corto plazo. La prioridad estratégica debe centrarse en proteger, optimizar y monitorear los activos existentes.

Mantenimiento predictivo y confiabilidad operativa en escenarios de alto estrés Debido a las altas demandas de carga y la variabilidad propia de la generación renovable no convencional, los transformadores de potencia están sometidos a condiciones extremas de estrés térmico, eléctrico y mecánico. Para prevenir fallas catastróficas y evitar interrupciones no programadas, es imprescindible migrar de un esquema de mantenimiento correctivo o meramente preventivo por calendario hacia un modelo de Mantenimiento Predictivo Basado en la Condición (CBM). Dentro de este enfoque, el Análisis de Gases Disueltos (DGA por sus siglas en inglés) en el aceite dieléctrico es una de las técnicas más efectiva para detectar fallas incipientes, eléctricas y térmicas (arcos, descargas parciales, sobrecalentamiento local) antes de que deriven en la destrucción del activo.

Integración tecnológica: ventajas estratégicas “Vaisala Optimus™ DGA Monitor OPT100” Para lograr la confiabilidad operativa necesaria, los métodos tradicionales de muestreo manual de laboratorio resultan insuficientes debido a su baja frecuencia diagnóstica y riesgo de contaminación de la muestra. Aquí es donde el monitor de gases en línea Vaisala DGA Monitor OPT100 marca una diferencia determinante.

Optimus™ DGA Monitor OPT100 / Foto: Vaisala

¿Cómo habilita el Vaisala OPT100 la confiabilidad operativa? 1. Detección temprana e inmediata (early warning): Al medir continuamente la concentración y tasa de formación de gases de falla, junto con la humedad en el aceite, el OPT100 identifica anomalías antes de que alcancen niveles críticos. 2. Previene falsas alarmas: Gracias a su tecnología patentada el equipo ofrece una medición estable sin derivas térmicas ni lecturas erróneas. 3. Sostenibilidad del mantenimiento sin paros: A diferencia de otros sistemas de monitoreo DGA que requieren sustitución de componentes, gas helio o mantenimiento constante, el OPT100 opera de forma autónoma durante más de una década, ofreciendo visibilidad continua de los activos más vulnerables de la red sin requerir mantenimiento. 4. Continuidad del servicio: Permite a las empresas generadoras, transmisoras y grandes usuarios industriales (datacenters, plantas siderúrgicas y mineras) tomar decisiones informadas de carga, programar intervenciones quirúrgicas de mantenimiento y extender la vida útil de transformadores que operan al límite de su capacidad. El crecimiento de la demanda energética en México y Centroamérica es una oportunidad histórica de desarrollo económico que solo se consolidará si se garantiza la seguridad energética. Frente a los dilatados plazos de entrega de nuevos transformadores, la confiabilidad operativa de la infraestructura instalada es la primera línea de defensa. La implementación de tecnologías de monitoreo avanzado como el Vaisala OPT100 transforma el mantenimiento de activos de un enfoque reactivo a una estrategia predictiva inteligente, asegurando la continuidad del suministro y protegiendo las inversiones de la región.

Opiniones Artículo

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

■ Participa con una escultura dedicada al talento humano de la operación costa afuera

Cotemar en la Ruta de Empresas en Monterrey

Foto: Cortesía

A través de la obra Manos que sostienen el mar, Cotemar participa en la exposición itinerante Ruta de las Empresas, donde reconoce el talento humano y el papel de las familias de sus colaboradores como parte fundamental de su contribución al desarrollo social y sostenible de México. Por Global Energy

Foto: Cortesía

a contribución del sector empresarial al desarrollo social del país ocupa un espacio poco explorado en la conversación pública, y Ruta de las Empresas responde a ese vacío con un formato de arte urbano que traslada las prácticas de responsabilidad social a plazas y corredores peatonales de tres ciudades. La iniciativa del Consejo de la Comunicación reúne 17 esculturas en forma de esfera, cada una de 120 centímetros de diámetro, intervenidas por artistas plásticos mexicanos que traducen a lenguaje visual el impacto social, económico y ambiental de compañías líderes en México y en el mundo. El planteamiento parte de un dato que el organismo coloca en el centro de la exposición: el sector empresarial genera ocho de cada diez empleos en el país, además de sostener programas de

La obra representa a Cotemar como una organización que sostiene su operación a través de su gente, y plantea que son las personas quienes aportan estabilidad, continuidad y sentido al trabajo en plataformas y embarcaciones.

vinculación comunitaria, formación y cuidado ambiental que rara vez llegan al espacio público. La e x posic ión se inaug uró en enero de 2026 y recorre tres ciudades: Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey, con una expectativa de impacto superior a los cuatro millones de personas que conocerán la importancia del ciclo de valor empresarial en favor de las y los colaboradores, proveedores y el país. En la capital permaneció hasta el 10 de abril, con montajes en Paseo de la Reforma y en el Centro Comercial Santa Fe. La segunda sede fue el Centro Histórico de Guadalajara, del 28 de abril al 15 de junio. El cierre corresponde a Monterrey, del 20 de septiembre al 30 de octubre, con sede en la Macroplaza, Explanada de los Héroes, donde el público puede recorrer las esculturas, conocer a los artistas que las intervinieron y consultar las iniciativas de las empresas participantes.

El factor humano como eje Cotemar participa con la obra Manos que sostienen el mar, de Perla Crespo, una pieza que rinde homenaje a quienes hacen posible la operación costa afuera y que reconoce el conocimiento

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Artículo

Opiniones 25

Foto: Cortesía

Bajo esa lectura, la obra representa a Cotemar como una organización que sostiene su operación a través de su gente, y plantea que son las personas quienes aportan estabilidad, continuidad y sentido al trabajo en plataformas y embarcaciones. La propuesta de la artista invita a valorar la colaboración como la base que mantiene el equilibrio de un sistema operativo complejo. Perla Crespo es artista plástica y visual nacida en la Ciudad de México, con una trayectoria que se ha desarrollado desde 2011 a través de exposiciones colectivas itinerantes en distintos estados de la República Mexicana y de muestras realizadas en el extranjero. Su práctica se define por la exploración cultural y el viaje, experiencias que han orientado su búsqueda por preservar la tradición, la identidad y las técnicas ancestrales dentro de un lenguaje pictórico contemporáneo.

Más de una década de compromiso social

Foto: Cortesía

técnico, la coordinación y el compromiso con los que los colaboradores sostienen el trabajo en el mar. La composición integra la grúa, la viuda y el equipo humano como elementos centrales, con los que la artista representa el soporte visible e invisible que mantiene en funcionamiento la energía, la logística y la seguridad marítima. La obra incorpora también a las familias de los colaboradores, a las que sitúa como el impulso detrás del

esfuerzo cotidiano que aporta al desarrollo de México. Más allá de la infraestructura, la pieza coloca en primer plano al factor humano como el eje que articula cada operación. El entorno marino, con sus condiciones de exigencia y su movimiento constante, aparece como el espacio donde la experiencia, la disciplina y el trabajo colectivo permiten resolver los desafíos diarios de la actividad costa afuera.

La participación de Cotemar en la exposición se apoya en una gestión de responsabilidad social documentada y auditada. La compañía recibió la recertificación de su Sistema de Gestión de Responsabilidad Social Empresarial bajo la norma internacional IQNet SR10, otorgada por la casa auditora AENOR tras un proceso de auditoría externa realizado en operaciones terrestres y costa afuera, con vigencia para el periodo 2026-2029, con lo que se mantiene como la primera empresa en México y la única del sector Oil & Gas con un sistema de este tipo certificado. La organización inició además la actualización a la versión 2024 de la norma, con el objetivo de fortalecer la integración de criterios Ambientales, Sociales y de Gobernanza en la toma de decisiones estratégicas, y trabaja en la ampliación del alcance del sistema hacia nuevas líneas de negocio. Ese sistema es resultado de un proceso que inició en 2013 con la creación de un Comité de Responsabilidad Social Empresarial integrado por colaboradores de distintas áreas, del que derivaron la obtención del primer Distintivo ESR y la adhesión al Pacto Mundial de la Organización de las Naciones Unidas, antes de consolidarse como un modelo de gestión transversal certificado en 2023.

Foto: Cortesía

La Ruta de las Empresas concluye en Monterrey después de presentarse en CDMX y Guadalajara desde enero de este año.

Escanea el QR para conocer más

La compañía mantiene más de 20 sellos, certificaciones y reconocimientos, entre ellos los estándares internacionales ISO 26000 e ISO 14001. Cotemar también es una organización que ha sido reconocida durante seis años consecutivos como uno de Los Mejores Lugares para Trabajar® en México, alcanzando el 5.º lugar del ranking nacional y el 1.º lugar entre Los Mejores Lugares para Trabajar para Mujeres en México®. En materia de Distintivo ESR, Grupo Cotemar acumula 14 años consecutivos del reconocimiento que otorgan el Centro Mexicano para la Filantropía y AliaRSE en la categoría de empresas grandes. Con más de 47 años de operación como proveedor de la industria energética en México, la compañía sostiene servicios de exploración, producción y mantenimiento de infraestructura petrolera en el Golfo de México. Su presencia en Ruta de las Empresas traslada esa trayectoria a un formato de divulgación dirigido al público general, en el que la operación costa afuera se explica a partir de las personas que la ejecutan. Con esta participación, Cotemar refrenda su compromiso de impulsar el desarrollo sostenible del país y de convertir su gestión de responsabilidad social en un legado de bienestar para la sociedad y las futuras generaciones.

Opiniones Columna

Opiniones del Sector

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

De Kioto a París: la evolución de los compromisos climáticos de Japón y sus acciones para reducir las emisiones de CO2

Por: Dircea Arroyo Buganza

Coordinadora de la carrera de Relaciones Internacionales Campus Sur de la Universidad Anáhuac México

Foto: Magnific

En 2024 Japón reportó una reducción importante de las emisiones de CO2, esto genera dos preguntas importantes, ¿Cuáles han sido los compromisos que tiene el país a nivel internacional? Y ¿Qué factores contribuyeron a la reducción del gas invernadero? Las respuestas de ambas preguntas se encuentran relacionadas con el uso energético doméstico, con las políticas nacionales medioambientales y los acuerdos internacionales que ha firmado el gobierno japonés.

on respecto a la primera pregunta Japón ha firmado varios tratados y se encuentra en organismos a favor de la sostenibilidad y sustentabilidad del medio ambiente. Para este texto explicaré los cuatro principales. Cada uno cumple con diferentes funciones y tiene diferentes obligaciones. El primer acuerdo es la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC, por sus siglas en inglés). Japón firmó el tratado en 1992, pero lo ratificó hasta el siguiente año. La UNFCCC establece un marco institucionalizado para la cooperación internacional en medio ambiente. El texto estableció reglas para el monitoreo de las emisiones de CO2, reportes con respecto a las acciones para mitigar dichas emisiones, intercambios de información para cooperar de manera conjunta. La Convención tiene como principal objetivo estabilizar el CO2 en la atmósfera. La participación de Japón es importante, pues representa el interés de cooperar de manera multilateral para combatir el cambio climático. Un segundo compromiso fue la firma del Protocolo de Kioto en 1998. Japón cambió de un marco general a tener una obligación vinculante para reducir las emisiones de gas de efecto invernadero. El gobierno japonés ratificó el acuerdo en 2002. Esto afectó al país, pues se crearon políticas enfocadas para tener una eficiencia energética, energía renovable, reducir las emisiones industriales, innovar la tecnología y

crear nuevas sinergias de cooperación multilateral. Este compromiso representó la transición de un marco climático amplio a un sistema más específico de compromisos cuantificables. El tercer compromiso adoptado por Japón fue el Acuerdo de París, aceptado formalmente en 2016. En este se estableció un marco en que todos los países que participan fijan y refuerzan de manera periódica sus compromisos climáticos (a esto se le conoce como Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional, NDC). De igual manera se establecieron mecanismos de revisión y evaluaciones para medir el progreso de las metas de cada uno de los participantes. El último compromiso importante que aceptó el gobierno japonés fue la Enmienda de Kigali en 2018. En este se acordó una reducción progresiva del consumo de gases fluorados (hidrofluorocarbonos, HFC). Esto es relevante para Japón, pues los HFC se usan para los sistemas de refrigeración y de aire acondicionado. Este tipo de gases tienen un impacto importante en el calentamiento global. De esta manera, la política japonesa se comprometió no solamente a la reducción de CO2, sino también a tomar medidas para disminuir el uso de HFC. Aunado a lo antes mencionado, el gobierno japonés implementó cambios en la política doméstica con relación al área de medio ambiente. La primera acción fue la inversión en energías renovables, principalmente en el sector eléctrico. En esta área se incrementó el uso

de energía solar, eólica, hidroeléctrica y geotérmica, lo anterior para reducir la producción de energía a partir de combustibles fósiles. El Ministerio de Medio Ambiente de Japón afirmó que durante el año 2024 la energía renovable representó el 23.1% de la electricidad. Esto fue un incremento importante con respecto al 21.9% registrado dos años antes. Con respecto a energía solar, desde el año 2022, el gobierno japonés ha instalado paneles solares. Dichos sistemas fotovoltaicos tienen la capacidad de alcanzar de manera conjunta una potencia máxima de 84GW. Cada año se ha registrado un aumento. En 2025, se registró que esta representó el 9.9% de toda la energía generada por Japón. Aunado a lo anterior, en el año 2012, el gobierno japonés creó un sistema de apoyo conocido como FIT (Tarifa regulada de alimentación). El objetivo era promover la inversión en energías renovables y reducir el riesgo financiero para los productores. Es decir que, a través de FIT, se redujo la incertidumbre en la inversión y se estableció un precio fijo por KW. Esto facilitó la rentabilidad y el aumento de nuevas plantas. Diez años más tarde se introdujo el FIP (Prima regulada), bajo este esquema los productores venden la electricidad en el mercado y reciben una prima adicional. Esto tiene como objetivo reducir costos y responder a las condiciones del mercado eléctrico, lo cual permite reducir la dependencia a precios garantizados por el Estado. Además de lo anterior, el gobierno japonés está aprovechando su extensa zona marítima para instalar grandes aerogeneradores en el océano. Los objetivos son tener una capacidad de 10GW para 2030 y aumentarla de 30 a 45GW para 2040. Este punto es importante porque no se trata solamente de reducir las emisiones de carbono sino también de una política industrial. Es decir, que el gobierno le está apostando a fabricar los aerogeneradores, los cables submarinos, los puertos, la instalación, el mantenimiento, así como generación de empleos. En estos momentos Japón se encuentra en una etapa de transformación de su matriz energética. El gobierno japonés tiene como objetivo que las energías renovables representen el 36% de su generación eléctrica para 2030. Esto no significa que en el corto plazo eliminen por completo el uso de combustibles fósiles, pero van avanzando para llegar a cero emisiones y cumplir con los acuerdos internacionales. Japón es un ejemplo que deberíamos de seguir para reducir las emisiones de CO2. México podría aprovechar esta área para convertirla en un sector primordial de la política interna e industrial.

Opiniones Entrevista

■ Eckhard Hinrichsen

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Country Manager de DNV Energy Systems México

Nueva etapa energética exigirá más redes, gas y almacenamiento en México Infraestructura bajo presión

Con proyectos eléctricos, renovables, LNG y offshore recuperando actividad, DNV proyecta aumentar alrededor de 15% su operación local en 2026. El reto es convertir el renovado apetito de inversión en capacidad física, almacenamiento y una cartera de largo plazo que sostenga el desarrollo energético del país. Eckhard Hinrichsen / Foto: Global Energy

Por Rocío Novoa Valdebenito

l sector poco a poco comienza a recuperar movimiento con el regreso de proyectos e inversionistas, los mismos que están poniendo bajo presión algunas de las carencias estructurales del sistema. Para Eckhard Hinrichsen, Countr y Manager de DNV Energy Systems México, el principal desafío pasa por detonar nueva generación o producción, y por asegurar que exista infraestructura suficiente para transportar la energía, respaldar el suministro y acompañar el crecimiento de la demanda. “Vemos mucha actividad después de años donde no se hizo casi nada. Hay entusiasmo y también optimismo, y eso es bastante bueno”, afirmó el

ejecutivo en entrevista para Global Energy. A su juicio, el gobierno ha identificado que el déficit alcanza distintos eslabones. “Hay que aumentar generación, transmisión y distribución. En las tres áreas falta capacidad y están tratando de impulsar el sector”. Este nuevo escenario encuentra a DNV con más de cuatro décadas de presencia en el país y una operación que también se ha transformado con el mercado. Cuando Hinrichsen llegó a México desde Alemania en 2005, recordó, buena parte de la actividad estaba vinculada directamente con Pemex o sus proveedores. Desde entonces, la compañía amplió su participación hacia operadores privados, infraestructura de transporte de gas, LNG, generación renovable y nuevas tecnologías energéticas.

Dentro de ese mapa, Hinrichsen identifica la capacidad de la red eléctrica como una de las mayores vulnerabilidades para la siguiente fase de expansión energética. “Donde hay mucha generación, típicamente no está tan cerca de los centros de demanda o de las industrias grandes. Hay que transportar la energía. Eso es un cuello de botella”, explicó. La seg unda v ul ner abi l idad se encuentra en el suministro de gas natural. Para el directivo, “la dependencia del gas de Estados Unidos es muy fuerte y hay muy poco almacenamiento. Si por algo se interrumpe el suministro en la frontera, va a ser complicado”. Y aunque desde hace años se discute cómo elevar reservas físicas y ampliar la resiliencia del sistema, Hinrichsen considera que los avances concretos todavía son limitados. “Hubo varios intentos de definir proyectos, pero concretamente no los hemos visto”, señaló, al plantear que el mercado necesita condiciones capaces de volver económicamente atractiva la inversión en almacenamiento. En esa misma discusión está el potencial de los recursos no convencionales. “Si se puede hacer de manera sostenible, tomando en cuenta a la población y al medio ambiente, creo que puede ser importante. La industria ha desarrollado mucha tecnología, ha bajado costos y hoy se sabe cómo hacerlo de una forma más sostenible y más amigable con el medio ambiente”, afirmó, agregando que México tendría además que construir condiciones suficientemente atractivas para atraer la tecnología e incorporar experiencia en caso de decidir avanzar por esa vía. Hinric hsen también ident ifica señales de recuperación en upstream, a través de proyectos privados y de los nuevos esquemas de colaboración con Pemex.. La compañía ha incrementado su participación como tercero independiente en proyectos de alta complejidad. Uno de ellos es Trion, el primer proyecto en aguas ultraprofundas en México, donde DNV comenzó a trabajar en 2020 y debe coordinar capacidades técnicas desplegadas en México, Houston, Noruega y Corea del Sur para acompañar el desarrollo de instalaciones y unidades flotantes. “Somos globales, estamos en más de 100 países, pero también somos locales y sabemos exactamente qué se necesita aquí en México”, dijo el ejecutivo sobre una combinación que permite verificar equipos construidos en distintos mercados y, simultáneamente, asegurar su cumplimiento con los requerimientos regulatorios mexicanos. “Es muy importante involucrar desde el inicio a una tercera parte independiente y con alta capacidad técnica. Si detectas

casi al final del proyecto que algo no cumple, obviamente es mucho más difícil y costoso repararlo o adecuarlo”, explicó Hinrichsen.

Vemos mucha actividad después de años donde no se hizo casi nada. Hay entusiasmo y optimismo en el sector”

La firma espera aumentar alrededor de

15% su operación en México durante 2026 y cuenta con

±140 colaboradores en el país.

La dependencia del gas de Estados Unidos es muy fuerte. Si por algo se interrumpe el suministro en la frontera, va a ser complicado” Eckhard Hinrichsen

Baterías, offshore y la necesidad de nuevos proyectos El cambio en la matriz energética también está modificando la clase de servicios demandados. DNV observa una aceleración particular en sistemas de almacenamiento con baterías, donde se comienzan a incorporar tecnologías que ya cuentan con una trayectoria mayor en mercados como Estados Unidos y Europa. Y ahí aparece una de las funciones que Hinrichsen considera centrales para la compañía: determinar desde el punto de vista técnico si un proyecto puede considerarse financiable. “Siempre está la pregunta de si tu proyecto es bancable o no. Hacemos el technical due diligence y, si el estudio sale positivo, eso se presenta a los bancos”. La misma lógica está detrás de los market entry studies que DNV prepara para compañías que analizan entrar al país. La firma cuenta además con modelos propios del mercado eléctrico mexicano con horizontes de hasta 50 años para proyectar variables como demanda, generación y precios. Para el líder de la compañía en el pa ís, los esquemas pr iv ados y mixtos que impulsa actualmente el gobierno para energías renovables han devuelto actividad a compañías que permanecieron durante los años de menor desa r rol lo y, a l m ismo tiempo, están comenzando a atraer nuevos participantes. Desde la perspectiva de Hinrichsen, México tendrá que encontrar un mecanismo para renovar la cartera de proyectos de hidrocarburos y mantener el interés de las grandes compañías internacionales. “Sería importante algún día llegar otra vez a asignaciones de nuevos campos y en cooperación con PEMEX, porque las compañías necesitan constantemente llenar su pipeline de proyectos”, sostuvo, al mencionar a Brasil como un mercado donde las licitaciones recurrentes permiten mantener presencia de operadores internacionales. Para DNV, este periodo de redefinición representa también una oportunidad de crecimiento. La fir ma cuenta actualmente con alrededor de 140 colaboradores en México y espera cerrar 2026 con una expansión cercana a 15%, apoyada en proyectos que ya están en ejecución y en una cartera que incluye renovables, LNG, aguas profundas y almacenamiento. “México es muy importante para nosotros porque vemos un mercado creciente. Europa tiene mercados mucho más maduros; aquí todavía vemos mucha inversión por hacer en renovables y en oil & gas”, sostuvo. A ello se sumará una demanda eléctrica que seguirá creciendo por la expansión industrial, la digitalización y la llegada de nuevos centros de datos. Para Hinrichsen, esa combinación obliga a mirar generación, redes, combustibles y nuevas tecnologías como partes de una misma ecuación. “Estamos muy comprometidos con México a todos los niveles y vemos muchas posibilidades y mucho desarrollo hacia el futuro”.

Opiniones Columna

Opiniones del Sector

Ciberseguridad y gobernanza digital: una prioridad estratégica para el sector energético mexicano Regulación, datos e inteligencia artificial para fortalecer la resiliencia energética.

Por: Enrique Poceros

CTO y socio de ROUE, director del Comité de Ciberseguridad de la Sociedad Internacional de Automatización (ISA) Sección México y coordinador regional del Centro de Ciberseguridad Industrial y miembro fundador del Industrial Legacy Council (ILC). Con más de una década de experiencia, ha contribuido a fortalecer la protección de infraestructura crítica y la resiliencia operativa en los sectores de petróleo y gas, minería, energías renovables y manufactura. Ha dirigido programas corporativos que integran tecnologías de la información y tecnología operacional (IT/OT), alineando la inversión tecnológica con la continuidad del negocio. Complementa su trayectoria con estudios en ciberseguridad y gestión de crisis en el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT), así como con la certificación como experto en ciberseguridad industrial bajo la norma ISA/IEC 62443.

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

a transformación digital del sector energético mexicano ya no puede separarse de la gobernanza de la ciberseguridad. Los datos de generación, consumo y condición de los activos sustentan decisiones críticas para la continuidad del suministro y la operación industrial. En este entorno, incorporar inteligencia artificial (IA) e Internet Industrial de las Cosas (IIoT) exige algo más que tecnología: requiere responsabilidades claras, criterios de autorización y límites precisos para los sistemas que interactúan con la infraestructura. El reto es especialmente relevante para el sistema eléctrico y las plantas industriales de México. La regulación nacional ofrece una base para fortalecer la ciberseguridad de la tecnología operacional (OT), actualizar las políticas frente a la IA y consolidar un liderazgo multidisciplinario. La experiencia de operadores, especialistas y academia será determinante para convertir estos principios en capacidades aplicables a la realidad del país.

Datos confiables para decisiones energéticas críticas El Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025– 2039 de la Secretaría de Energía (SENER) dimensiona la escala del desafío. En 2024, el consumo bruto del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) alcanzó 359 807 gigawatts-hora (GWh), 2.3 % más que en 2023, mientras que la generación inyectada al SEN fue de 352 305 GWh. Se trata de indicadores con definiciones distintas: su diferencia no representa, por sí misma, un déficit de capacidad ni evidencia de un incidente cibernético. Estas cifras revelan la magnitud de un sistema que depende de mediciones y comunicaciones confiables. En centrales, subestaciones y centros de carga industriales, es indispensable diferenciar los datos destinados a supervisión, control y medición comercial. Una misma señal puede alimentar múltiples aplicaciones, pero cada uso debe conservar trazabilidad sobre su origen, vigencia y validación. Gobernar los datos energéticos significa convertir ese principio en responsabilidades verificables. Cada conjunto de datos crítico debe tener un responsable, reglas de calidad y criterios para identificar información incompleta o alterada. Cuando los datos se utilicen para entrenar modelos de IA, también debe conservarse evidencia de las transformaciones realizadas. La trazabilidad permite explicar qué información sustentó una recomendación o decisión operativa. Estándares como la Publicación Especial 800-82, Revisión 4, del Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (NIST) recuerdan que la protección de OT debe responder a exigencias específicas de desempeño, confiabilidad y seguridad física. En el sector eléctrico, cualquier cambio de ciberseguridad debe evaluarse por su impacto en protecciones, comunicaciones y continuidad del servicio. Una política solo genera valor cuando puede ejecutarse bajo las condiciones reales de la instalación.

La regulación mexicana como habilitador de confianza La Ley del Sector Eléctrico, publicada el 18 de marzo de 2025, sitúa la calidad, continuidad, seguridad y confiabilidad del SEN entre sus finalidades centrales. También distribuye atribuciones entre SENER y la Comisión Nacional de Energía (CNE), y asigna a SENER la planeación vinculante del sector. La Ley de la CNE, por su parte, define a la comisión como un órgano técnico con funciones de regulación, supervisión y sanción en materia energética. El Código de Red complementa este marco al vincular requisitos técnicos con la operación eléctrica. Su aplicación exige identificar con precisión el instrumento vigente, los numerales aplicables y sus modificaciones según la instalación y actividad. Para las organizaciones, el cumplimiento no debe reducirse a una lista genérica: requiere una lectura actualizada de las obligaciones que realmente inciden en su operación. México cuenta además con una referencia directamente relacionada con la ciberseguridad: el Manual de Requerimientos de Tecnologías de la Información y Comunicaciones para el SEN y el Mercado Eléctrico Mayorista, publicado en 2017. Su anexo 4 aborda acceso autorizado, coordinación de cambios, intercambio de información ante incidentes y planes de contingencia con roles definidos. Su alcance debe analizarse conforme a los sujetos y sistemas regulados, así como a las disposiciones posteriores aplicables. Estas referencias nacionales pueden convertirse en la columna vertebral de una gobernanza más madura. Los objetivos de confiabilidad eléctrica deben vincularse con controles sobre datos, accesos y cambios tecnológicos, dejando evidencia de su contribución a obligaciones concretas. Esta distinción también evita confundir un problema de calidad de energía, una falla de comunicaciones y un incidente cibernético, aunque los tres puedan comprometer un mismo servicio. Los marcos internacionales aportan metodologías complementarias. El Marco de Ciberseguridad 2.0 (CSF 2.0) del NIST fortalece la función de gobierno, mientras que el estandar 62443 de la Sociedad Internacional de Automatización (ISA) y la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) establece responsabilidades y requisitos para sistemas de automatización y control industrial. Sin embargo, su adopción no sustituye el cumplimiento de la regulación mexicana. El valor surge cuando cada organización traduce estos marcos en controles alineados con sus obligaciones nacionales.

IA e IIoT: innovar con control y responsabilidad La IA ya puede pronosticar demanda, recomendar horarios de consumo, apoyar el mantenimiento y detectar anomalías. No todas estas funciones implican el mismo riesgo. La política debe distinguir entre análisis informativo, recomendación y control autorizado. Modificar un parámetro operativo o actuar sobre un equipo exige una evaluación y una autorización sustancialmente mayores que consultar una serie histórica. Antes de utilizar una aplicación de IA en una operación crítica, la organización debe documentar para qué se usará, quién será responsable, qué datos podrá consultar, qué versión está instalada y cómo se comprobó su

funcionamiento. También debe establecer hasta dónde puede actuar la herramienta, en qué situaciones requiere intervención humana y bajo qué condiciones debe suspenderse. Este enfoque coincide con las recomendaciones de la Agencia de Seguridad de Infraestructura y Ciberseguridad de Estados Unidos (CISA) y del Centro Australiano de Ciberseguridad (ACSC), que destacan la importancia de evaluar, supervisar y detener de forma segura los sistemas de IA utilizados en tecnología operacional.

Talento especializado: desarrollar capacidades, no sobrecargar funciones El estudio global de 2025 del Consorcio Internacional de Certificación de Seguridad de Sistemas de Información (ISC2, ) mostró que el 95 % de sus participantes identificó necesidades de competencias en sus equipos y el 59 % reportó necesidades críticas o significativas. La organización no publicó ese año una estimación de la brecha mundial de personal. Aunque estas cifras no miden el déficit de especialistas OT en México, sí confirman que la capacidad técnica se ha convertido en una prioridad estratégica. México necesita desarrollar capacidades a partir de tareas y riesgos concretos. El personal de ingeniería eléctrica puede fortalecer sus conocimientos de segmentación y respuesta a incidentes, mientras que los equipos de ciberseguridad pueden comprender mejor las protecciones, la medición y la operación de centrales. La capacitación interdisciplinaria debe incluir tiempo, mentoría y prácticas controladas, sin trasladar nuevas responsabilidades a equipos ya saturados. Empresas, comunidad industrial e instituciones educativas pueden desarrollar programas de capacitación vinculados con las necesidades del sector. Los servicios externos ayudan a cubrir especialidades, pero la organización debe conservar la capacidad de evaluar resultados y tomar decisiones. La fortaleza de un equipo multidisciplinario está en complementar conocimientos, no en pretender que una sola persona domine todas las disciplinas.

Una agenda sectorial para acelerar la confianza digital Fortalecer la regulación mexicana implica aportar evidencia a su implementación y evolución mediante los mecanismos de participación de las autoridades competentes. La comunidad de ciberseguridad industrial puede impulsar una agenda común con operadores, proveedores, academia y especialistas regulatorios. El punto de partida debe ser identificar vacíos concretos y proponer requisitos proporcionales al impacto de cada sistema. La agenda debe priorizar la calidad y trazabilidad de los datos energéticos, la evaluación de IA antes de su puesta en operación y la gestión del acceso remoto de proveedores. También debe mejorar la coordinación para notificar incidentes y recuperar servicios entre organizaciones. Estos temas representan propuestas para la discusión sectorial, no nuevas obligaciones ya promulgadas. Las reglas serán útiles si pueden verificarse, mantenerse y aplicarse. Una matriz que relacione disposición mexicana, sistema afectado, responsable y evidencia facilitará la implementación y la supervisión. La actualización regulatoria debe acompañarse de guías prácticas y criterios de evaluación que reconozcan las instalaciones existentes, las capacidades de los operadores y tiempos razonables de adaptación. México tiene la oportunidad de fortalecer la confianza en sus datos energéticos y acelerar una digitalización segura. La autoridad establece el marco; las organizaciones asignan recursos y responden por sus decisiones; la comunidad aporta experiencia, métodos y conocimiento técnico. El desafío consiste en crear, a partir de la experiencia industrial, una inteligencia colectiva capaz de traducir ese conocimiento en mejores decisiones.

Opiniones Artículo

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Un solo transmisor Liquiline de los sistemas SWAS de Endress+Hauser atiende hasta ocho parámetros de calidad del agua y del vapor.

diferencial, oxígeno disuelto y pH, para condiciones de hasta 50 bar y 240 °C. Según la empresa, el sistema reduce el consumo de muestra y la inversión inicial, y su instalación consiste en fijar el panel a la pared, conectarlo a la alimentación eléctrica y al suministro de agua, y comenzar a medir.

Analizadores y servicios de puesta en marcha

Foto: Endress+Hauser

■ Endress+Hauser blinda el circuito de vapor en centrales eléctricas

La pureza del agua como póliza de garantía para turbinas y calderas Las centrales de ciclo combinado y demás instalaciones térmicas generan electricidad con vapor que debe mantenerse libre de impurezas, porque los residuos disueltos provocan depósitos y corrosión en calderas y turbinas. Los sistemas de análisis en línea de Endress+Hauser vigilan conductividad, oxígeno disuelto, pH, sodio y sílice, y permiten identificar fugas, datos con los que el operador protege la continuidad de la planta. Por Global Energy

n una central térmica, una caldera convierte el agua en vapor a alta presión y temperatura, el vapor hace girar una turbina acoplada a un generador y, al enfriarse, regresa a la caldera como agua para repetir el ciclo. Como ese mismo fluido recircula de forma continua, cualquier impureza disuelta viaja con él y puede depositarse en calderas, sobrecalentadores e intercambiadores de calor o provocar corrosión, de modo que la pureza del agua y del vapor incide en la vida útil de esos equipos y en las paradas de la planta. Por esa razón, los fabricantes de turbinas y calderas vinculan sus garantías a requisitos de calidad del agua y del vapor. Para atender esos requisitos, Endress+Hauser recomienda vigilar la química del agua en varios puntos del circuito, entre ellos el vapor saturado, que confirma la pureza antes

de la turbina, y el agua de alimentación, que verifica la calidad del fluido antes de que ingrese a la caldera. En calderas de alta presión y temperatura, Endress+Hauser considera que la medición por derivación con acondicionamiento de muestra ofrece la mayor exactitud y seguridad, y para ello ofrece sus Steam and Water Analysis Systems (SWAS), paneles que reúnen preparación de muestra, intercambio catiónico y sensores en un solo sistema.

Sistemas de análisis de agua y vapor Los paneles SWAS de Endress+Hauser miden pH y potencial redox, oxígeno disuelto, conductividad total, catiónica y diferencial, turbidez y carbono orgánico total, con la posibilidad de añadir parámetros y sensores de terceros bajo pedido. Un solo transmisor Liquiline atiende hasta ocho de esos parámetros, mientras que el sistema de

Los paneles se complementan con dos analizadores, el de sodio CA76NA, un sistema potenciométrico, y el Liquiline System CA80SI, un sistema colorimétrico que determina sílice, ambos para agua de alimentación de calderas, vapor, condensado e intercambiadores iónicos. Un aumento de sodio en el agua de alimentación indica la presencia de impurezas disueltas, y su medición después de la bomba de extracción de condensado permite detectar de forma temprana una fuga en el condensador, mientras que la lectura de sílice advierte el agotamiento de los intercambiadores iónicos y protege a los equipos de la planta de depósitos. Para llevar esa instrumentación a la planta, Endress+Hauser ofrece consultoría, gestión de proyecto, pruebas de aceptación en fábrica (FAT) y en sitio (SAT), certificación CE y puesta en marcha a cargo de sus ingenieros de servicio. La empresa indica más de 20 años de experiencia en sistemas de análisis de agua y vapor y aplicaciones en más de 100 países, entre ellas la central de cogeneración de biomasa de Heizkraftwerk Zwickau Süd GmbH, que abastece a la ciudad alemana de Zwickau y opera con un panel SWAS.

Disponibilidad y trazabilidad

Foto: Endress+Hauser

preparación de muestra reduce temperatura y presión en condiciones de hasta 320 bar y 575 °C. El sistema calcula el pH a partir de la conductividad diferencial, determina la capacidad remanente del intercambiador catiónico y se apaga de forma automática cuando la temperatura del condensado supera los límites de seguridad. En el intercambio catiónico, la empresa ofrece un intercambiador de electrodeionización que regenera la resina de forma continua sin productos químicos, y la conexión con los controladores existentes se realiza por señales analógicas, digitales o conectividad IIoT. Para aplicaciones con menor demanda de muestra, Endress+Hauser ofrece SWAS Compact, que reúne en un solo equipo la medición de conductividad total, ácida o catiónica y

El SWAS Compact mide conductividad, oxígeno disuelto y pH en un solo equipo, para condiciones de hasta 50 bar y

240°C

La vigilancia continua de esos parámetros se refleja en la disponibilidad de la planta, ya que los depósitos y la corrosión pueden derivar en daños y reparaciones en calderas y turbinas. Con las tecnologías Memosens y Liquiline, la empresa indica que se obtiene trazabilidad completa de la calibración y funciones de mantenimiento predictivo, de modo que el operador reúne en un punto central de control las lecturas de conductividad, oxígeno, sodio y sílice, junto con los registros que acreditan la calidad del agua en cualquier momento. Esa documentación adquiere relevancia a medida que se suman centrales de ciclo combinado al sistema eléctrico, porque cada una opera su propio circuito de agua y vapor, en el que la vigilancia de la calidad forma parte de la operación. Contar con paneles que se instalan, se conectan al sistema de control y entregan datos verificables permite a los operadores proteger sus inversiones en generación.

Opiniones Columna

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Durante años, la fiscalización del sector descansó en visitas físicas, revisión de permisos y auditorías sobre volúmenes. Ese paradigma ha quedado atrás. Hoy las autoridades cruzan información en tiempo real: compras del permisionario, proveedor de origen, transportista asignado, CFDI emitidos, lecturas de tanques de almacenamiento y volumen despachado en dispensarios. El paso consecuente en este despliegue de control es validar la vía de cobro. Al integrar los medios de pago al expediente operativo, cada litro adquiere una identidad digital integral: origen, traslado, almacenamiento, facturación, control volumétrico, expendio y flujo financiero integrados en una misma cadena de datos. Ahí radica la verdadera implicación de la economía digital aplicada al mercado de los hidrocarburos.

Opiniones del Sector

Trazabilidad real contra el mercado ilícito

Por: Marcial Díaz Ibarra

Socio Director de QUA Energy Consultores

Foto: Magnific

Pagos digitales: la nueva huella del combustible El mercado mexicano de combustibles vive un punto de inflexión donde cada movimiento de una molécula debe dejar rastro. Permisos, CFDI, controles volumétricos, inventarios, transporte y comercialización hoy forman parte de un ecosistema de supervisión cada vez más interconectado.

n esta ecuación, una pieza adicional comienza a tomar relevancia: la forma en que se paga el combustible. La reciente aprobación en la Cámara de Diputados de la Ley de Economía Digital para Pagos Digitales y Electrónicos trasciende el ámbito puramente bancario. La normativa busca desplazar de forma gradual el uso de efectivo en favor de transferencias, tarjetas, códigos QR y otros mecanismos electrónicos. La premisa parece incuestionable: digitalizar transacciones genera datos, refuerza la trazabilidad y acota los espacios para la informalidad y la evasión fiscal. Sin embargo, existe una frontera crítica entre incentivar la adopción digital y imponerla por decreto. La legislación abre la puerta para declarar sectores estratégicos o actividades relevantes donde los medios digitales sean de uso obligatorio. Es justamente en este punto donde la industria energética debe encender las alarmas.

Una estación de servicio no es cualquier comercio En las zonas metropolitanas, liquidar la carga de gasolina mediante una tarjeta o una aplicación móvil es un hábito cotidiano. Pero el sistema de distribución de combustibles de México no se agota en las grandes ciudades. Hablamos de miles de estaciones distribuidas en tramos carreteros, municipios rurales y regiones vulnerables donde la conectividad celular e internet es deficiente o derechamente inexistente, y donde gran parte de la población opera exclusivamente en efectivo. A esto se suma un factor operacional determinante: las estaciones de servicio garantizan la continuidad de la movilidad y la actividad productiva. ■ ¿Qué ocurre si se cae la red de datos? ■ ¿Qué sucede ante una interrupción en la plataforma del sistema bancario? ■ ¿Puede paralizarse el despacho de combustible solo porque una terminal punto de venta no responde? En un establecimiento comercial promedio, una falla tecnológica representa ventas diferidas; en una gasolinera de carretera, implica detener el tránsito de transporte pesado, autobuses de pasajeros, insumos básicos y vehículos de emergencia. La regulación digital no puede ignorar la vulnerabilidad de la infraestructura operativa física.

Del litro físico al litro digital Hay, no obstante, un vector de análisis con profundo calado regulatorio.

La lucha contra el huachicol y el comercio ilícito de combustibles ha demandado operativos de campo, aseguramientos e intervenciones judiciales. Sin embargo, la batalla estructural más contundente se libra en el terreno de la inteligencia financiera y operativa. Cuando las transacciones dejan huellas digitales no manipulables, las inconsistencias operativas emergen de inmediato. Si una estación reporta ciertos volúmenes de venta, esos litros deben cuadrar perfectamente con las compras declaradas, los CFDI recibidos, los registros de inventario de sus controles volumétricos y el ingreso de flujos de efectivo o depósitos bancarios. El desafío institucional será transformar la acumulación masiva de datos en fiscalización efectiva e inteligencia de mercado, evitando que el acopio de información se reduzca a burocracia sin impacto real.

El costo real de la transición Un aspecto operativo que no debe pasarse por alto es la carga financiera implícita en este modelo: ¿quién financia la infraestructura tecnológica? Equipos de terminales, redundancia de conectividad, comisiones bancarias por transacción, licencias de software, ciberseguridad y mantenimiento continuo representan inversiones considerables. Para los grandes grupos gasolineros o marcas globales, este costo es marginal; para el empresario independiente o el operador de regiones apartadas, constituye un impacto directo al margen financiero. Impulsar la digitalización es correcto, pero exige condiciones básicas de competitividad y cobertura. No se puede exigir conectividad donde el Estado no ha garantizado telecomunicaciones, ni se debe convertir el cobro de comisiones bancarias en un impuesto regulatorio implícito para el sector minorista.

La vigencia del mundo físico La evolución del sector es innegable: el combustible que antes circulaba bajo esquemas de información fragmentados hoy deja un rastro digital permanente. La ruta está trazada. Sabremos quién importó o refinó el producto, qué comercializadora lo vendió, qué flete lo movilizó, en qué terminal se almacenó, qué estación lo despachó y cómo se liquidó la transacción. Esta arquitectura puede ser un instrumento eficaz para ordenar el mercado y erradicar prácticas ilegales, siempre que su implementación sea sensata. La digitalización no debe convertirse en un trámite punitivo ni en una barrera de entrada que desplace a los pequeños operadores regionales. México requiere una transición hacia la economía digital que sea resiliente, incluyente y apegada a la realidad operativa del país. En el sector energético, la regla de oro permanece inalterable: la trazabilidad puede ser digital, pero la movilidad y la distribución de combustibles siguen ocurriendo en el mundo físico.

Opiniones Entrevista

■ Javier Barella

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Vicepresidente para Latinoamérica de AVEVA

La industria de software industrial acorta el tiempo entre datos y decisiones AVEVA impulsa un proceso de integración de datos que busca reducir el tiempo entre la generación de información y la toma de decisiones en las plantas industriales. Esa prioridad se traduce de forma distinta según el país: mientras México concentra sus recursos en operar mejor los activos que ya tiene, Brasil orienta los suyos hacia la ampliación de infraestructura. A esa diferencia regional se suma la complejidad que trae consigo la transición hacia energías renovables, que multiplica los puntos de generación y la cantidad de datos que las empresas deben administrar, lo que convierte a la interpretación de la información en el reto central del sector. Por Kathya Santoyo

l uso de información generada en las plantas industriales pasó de una etapa de simple almacenamiento a convertirse en el eje central de las decisiones operativas, señala Javier Barella, vicepresidente para Latinoamérica de AVEVA. En entrevista exclusiva para Global Energy, Barella explica que la industria dedicó entre 20 y 30 años a un proceso gradual, pues los operadores comenzaron a guardar los datos generados por sus procesos, después identificaron su valor y ahora buscan integrarlos desde el diseño de ingeniería de una planta hasta su operación diaria, con el objetivo de mejorar la eficiencia. Las nuevas regulaciones impulsan parte de este cambio. De acuerdo con el directivo, el tránsito de la matriz energética de combustibles fósiles hacia fuentes renovables genera nuevos requerimientos dentro de la gestión de información industrial, la cual enfrenta desde hace años el mismo reto de fondo, ayudar a las compañías a interpretar mejor lo que ya generan, pero en menos tiempo. Ese acortamiento de tiempos, según Barella, no depende de una tecnología nueva, sino de la inteligencia artificial, que por cierto, es una capacidad que la industria utiliza desde hace décadas, definida por el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) como el trabajo conjunto entre personas y máquinas. Lo que cambió es la velocidad de procesamiento, pues análisis que antes tomaban meses o años hoy se resuelven en minutos o segundos, lo que permitió pasar de un modelo descriptivo a uno predictivo y, más recientemente, prescriptivo. Esa capacidad de ant icipación amplía el alcance de la información que una empresa administra. El vicepresidente de AVEVA explica que las compañías ya no buscan operar una sola planta, sino una flota completa, lo que las lleva a solicitar mayor interpretación de datos a sus socios tecnológicos y, en algunos casos, a compartir esa información con reguladores y autoridades. La construcción de una planta industrial refleja la misma tendencia.

Un proyecto que antes tomaba años para completar su etapa de diseño hoy se resuelve en semanas, gracias a sistemas de control más avanzados y a un entrenamiento más preciso de los operadores, cambio que Barella compara con la evolución de un automóvil, de depender del volante y la palanca de velocidades a integrar sensores que hoy monitorean buena parte de la operación. En su opinión, ese conjunto de cambios resume el propósito de AVEVA: dar mayor capacidad de decisión a las personas mediante tecnología y facilitar el intercambio de conocimiento entre los equipos que operan los activos industriales.

El reto de conciliar plataformas Barella advierte que lograr ese propósito depende de resolver antes un problema más básico, cómo digerir con mayor rapidez los datos que ya generan las plantas, lo cual no depende solo de sumar plataformas, sino de resolver un problema previo, pues los datos que genera una planta no siempre son compatibles entre los sistemas que los producen. Para ilustrar ese problema, el ejecutivo recurre al caso de una empresa con 50 plantas, cada una con un responsable que toma decisiones de manera independiente. “Poner de acuerdo a esos 50 responsables sobre un mismo indicador de eficiencia tomaría días, entre agendas y presentación de resultados individuales. La tecnología es lo que ayuda a conciliar esas cifras y a corroborar con hechos, no solo con reportes de cada planta”, apunta. El directivo de AVEVA señala que la adopción de estas herramientas varía de un país a otro dentro de América Latina, región que agrupa a 33 países con marcadas diferencias culturales. La comparación entre Brasil y México ilustra esa diversidad. Según Barella, las empresas brasileñas de punta priorizan fortalecer su infraestructura mediante nuevas plantas y equipos, mientras que las compañías mexicanas concentran su inversión en operar mejor los activos que ya tienen. “En México, su situación primordial es operar

La red eléctrica en Estados Unidos tendría que multiplicarse hasta 10 veces para incorporar los ajustes que exige la generación renovable”

Javier Barella / Foto: Cortesía

El propósito de AVEVA es dar mayor capacidad de decisión a las personas mediante tecnología y facilitar el intercambio de conocimiento entre los equipos que operan los activos industriales” Javier Barella

mejor lo que ya tiene”, explica el directivo, quien describe ambas posturas como estrategias distintas orientadas a un mismo objetivo de eficiencia.

Impacto de las renovables en la red de datos Javier Barella identifica en la transición energética otro factor que multiplica esa diferencia de necesidades entre países, pues no todos avanzan al mismo ritmo hacia fuentes renovables. El modelo tradicional de generación concentraba la energía en plantas de gran escala capaces de abastecer territorios extensos a través de una red interconectada, mientras que la transición hacia fuentes renovables reemplaza ese esquema por unidades de generación más pequeñas y distribuidas en múltiples ubicaciones. Ese cambio obliga a ampliar la red eléctrica para cubrir una mayor cantidad de puntos de generación. Barella cita el caso de Estados Unidos, donde algunas estimaciones señalan que la red tendría que multiplicarse hasta 10 veces para

incorporar los ajustes que exige la generación renovable, lo que implica una mayor cantidad de información que las empresas deben monitorear y administrar, aun cuando cada unidad individual sea de menor tamaño. El directivo considera que en lugar de simplificarla, este proceso añade complejidad a la operación industrial. Antes, dice, las decisiones de diseño de una planta se tomaban de forma prácticamente aislada, con base en la disponibilidad de un combustible cercano y el crecimiento poblacional de una zona. Hoy, factores adicionales como el impacto ambiental forman parte de esa ecuación, lo que obliga a considerar el sistema completo antes de decidir. Para Barella, ese tránsito de decisiones aisladas a decisiones sistémicas resume el momento que atraviesa la industria de software industrial, pues cada dato adicional que se integra a la operación de una planta responde a un sistema más amplio de variables, y la tecnología ocupa un lugar central en la manera en que las compañías logran interpretarlas y actuar sobre ellas.

Opiniones Columna

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Opiniones del Sector

Por: Alejandro Escandón

Director General de A3T

Del anuncio a la inversión: ¿qué hace financieramente viable un proyecto eléctrico en México? Foto: Magnific

Por: Uriel Lases

Director de Finanzas de A3T

México necesita ampliar y modernizar su infraestructura eléctrica. No es una discusión nueva, pero hoy ha adquirido una dimensión estratégica para el crecimiento económico del país por factores como el aumento de la demanda, las nuevas inversiones industriales, la electrificación de procesos productivos y el desarrollo de centros de datos, los que están transformando las necesidades energéticas de distintas regiones e influyendo en decisiones concretas para los grandes consumidores.

Foto: Magnific

or eso, los anuncios recientes de inversión en generación, transmisión, almacenamiento y redes son una señal positiva. Sin embargo, comprometer recursos no garantiza que la infraestructura se construya, pues entre el anuncio y la operación existe un proceso técnico, regulatorio y financiero que debe convertir una necesidad real en un proyecto bancable. El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional contempla incorporar 32,475 MW de nueva capacidad de generación hacia 2030, con una inversión estimada cercana a 739 mil millones de pesos. De ese total, 11,896 MW se desarrollarían con recursos propios de CFE, 13,830 MW mediante esquemas mixtos y 6,750 MW con inversión privada. Una parte relevante de la expansión dependerá, por tanto, de movilizar y estructurar capital público y privado. Por eso es importante preguntarse sobre qué condiciones permiten que ese capital se comprometa.

Un proyecto puede ser técnicamente sólido y responder a una demanda comprobable para que se coloquen recursos. También debe quedar claro quién comprará la energía, qué tan predecibles serán los ingresos, cuánto costará construir, en qué plazo se recuperará la inversión y cómo se distribuirán los riesgos si cambian las condiciones. Y es ahí donde la planeación energética se cruza con la financiera. Para las empresas consumidoras, la energía ha dejado de ser un tema operativo o de costos. Su disponibilidad, precio y confiabilidad forman parte de la evaluación inicial de cualquier expansión relevante. En Querétaro, una de las regiones con mayor desarrollo de centros de datos y nuevas inversiones industriales, se estima que el consumo eléctrico per cápita podría crecer cerca de 44% entre 2024 y 2038, mientras que la mediana empresa y la gran industria representarían más del 80% del consumo regional. En este entorno, la eficiencia energética puede reducir la intensidad de consumo, pero difícilmente compensará por sí sola el crecimiento esperado, por lo que estas nuevas cargas exigen desarrollar capacidad adicional de generación, transmisión, almacenamiento y distribución. Para quienes desarrollan infraestructura, la ecuación se observa desde el lado opuesto, al exigir grandes desembolsos y periodos largos de recuperación. Por ello, quien financia requiere visibilidad razonable sobre ingresos, costos, permisos, construcción y operación. En México, esta situación abre una oportunidad de financiamiento particularmente relevante. El volumen de energía que se requerirá da

forma a un sector que resulta atractivo por el tamaño de la demanda potencial, la vida útil de los activos y la posibilidad de generar flujos estables, siempre que existan contratos sólidos, permisos, acceso a red y una asignación clara de riesgos. El reto es generar suficientes proyectos financiables para canalizar con disciplina y oportunidad. Actualmente, una planta industrial que prevé una demanda relevante y sostenida no representa sólo una carga adicional para el sistema. Cuando esa demanda tiene escala, calidad crediticia y horizonte contractual, puede convertirse en el ancla que dé sustento a nueva infraestructura. Al mismo tiempo, las empresas pueden optimizar su perfil energético mediante gestión activa de la demanda, almacenamiento detrás del medidor, automatización, generación distribuida y programas de respuesta a la demanda. Estas herramientas mejoran competitividad y resiliencia, pero no eliminan la necesidad de ampliar el sistema, obligando a incorporar la estrategia energética desde el inicio de sus decisiones de inversión. Esperar a que una nueva planta esté casi lista para resolver su abastecimiento puede ser demasiado tarde. En proyectos de alto consumo, la conversación sobre capacidad, conexión, contratos y soluciones complementarias debe comenzar desde las primeras etapas de planeación. También conviene distinguir entre inversión anunciada e inversión ejecutada, ya que la prueba real llega cuando el proyecto obtiene financiamiento, inicia su construcción, se conecta y entra en operación. Además de contabilizar megawatts anunciados y montos comprometidos, conviene observar cuántos proyectos alcanzan cierre financiero, inician construcción y entran en operación. Esos hitos muestran si el país está convirtiendo sus necesidades de infraestructura en activos reales. Desde la perspectiva empresarial, se necesita energía disponible y competitiva para crecer. Desde la financiera, se requiere certidumbre suficiente para comprometer capital durante periodos largos. Vincular ambas necesidades será una de las tareas centrales del desarrollo energético de México.

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

Coberturas 40

■ Ingeniería mexicana para generación global

Cómo probar ingeniería antes de llevarla al mundo real Desde Querétaro, GE Vernova pasó de un equipo dedicado al diseño de turbinas a concentrar capacidades que hoy atiende proyectos a nivel global. Realidad virtual, escaneo tridimensional, análisis de materiales y simulación de software permiten anticipar fallas y validar equipos antes de su fabricación u operación.

Foto: Cortesía

Por Rocío Novoa Valdebenito

a turbina comien za a girar. El software revisa presiones y temperaturas, abre y cierra válvulas y, cuando las condiciones son correctas, ordena la inyección de combustible. Aparece la flama y la máquina acelera camino a alcanzar la frecuencia necesaria para sincronizarse con la red eléctrica. Entonces, algo ocurre y llega la instrucción de realizar un paro de emergencia. El operador presiona un botón. El combustible se corta, la velocidad comienza a descender y también lo hacen las temperaturas. Frente a la pantalla puede seguirse casi segundo a segundo el comportamiento de la unidad. Pero no hay una turbina funcionando detrás del muro. La escena ocurre en un simulador del centro de ingeniería de GE Vernova en Querétaro, donde el comportamiento de una planta puede reproducirse antes de que el software llegue a controlar una instalación real. “Un simulador es una entidad matemática que se comporta como el ambiente real”, explica César Ortiz, responsable del laboratorio de controles, el lugar donde se prueba específicamente que los software que controlan los equipos harán exactamente lo que deberían hacer antes de enfrentar las condiciones de una central eléctrica. Esa lógica se repite, de distintas formas, a lo largo de las distintas capacidades que la compañía ha concentrado en Querétaro. Una planta puede recorrerse mediante realidad virtual antes de construirse, una instalación existente puede escanearse para

reconstruir digitalmente modificaciones que ya no aparecen en sus planos y una pieza dañada puede estudiarse hasta escalas microscópicas para determinar qué la llevó a fallar. Este ecosistema busca mover los problemas desde el mundo físico hacia etapas cada vez más tempranas de la ingeniería, en una apuesta que arrancó hace 27 años, con alrededor de 42 diseñadores dedicados a turbinas de vapor y que actualmente reúne a más de 480 personas. Desde aquí se desarrollan tareas que van desde diseño de producto y ejecución de proyectos hasta soporte a la flota instalada y responsabilidades tecnológicas para proyectos que pueden terminar operando a miles de kilómetros de México. Juan Antonio Asencio, Chief Technology Officer y gerente general de ingeniería para México y Latinoamérica en el negocio de Gas Power de GE Vernova, explica que esa evolución ha convertido al equipo local en algo más que un soporte regional. “Sin importar si el proyecto es Latinoamérica, Estados Unidos o Europa, el software se hace aquí”, explica. Los clientes pueden viajar al centro con sus operadores para participar en las pruebas de aceptación, verificar que los sistemas respondan según lo contratado e incluso solicitar ajustes antes de que el software llegue a su planta. “Nosotros somos la primera opinión para los proyectos de Latinoamérica, pero tenemos responsabilidades globales”, resume Asencio.

Encontrar el problema cuando todavía es barato Antes de llegar al software, muchos de los riesgos pueden comenzar a resolverse incluso en la etapa de diseño. En el laboratorio de realidad virtual desarrollado en colaboración con la Universidad Tecnológica de Querétaro, los ingenieros pueden ingresar a una representación tridimensional de una instalación y revisar dimensiones, interferencias y condiciones de mantenimiento antes de fabricar los componentes. Uno de los casos analizados por el equipo involucró una plataforma petrolera. En los planos existía un área destinada al mantenimiento y extracción de una turbina, pero el problema

apareció al pensar tridimensionalmente, ya que no bastaba con reservar una superficie. Para eso, instalación fue escaneada mediante láser para generar una nube de puntos y reconstruir su geometría. Sobre ese modelo se desarrolló la solución. “Con esto nosotros validamos que lo que diseñamos y construimos se pueda dar mantenimiento”, explica Asencio. “Aquí vienen nuestros clientes a caminar sus plantas antes de que se construyan”. La herramienta también adquiere valor cuando se intervienen instalaciones antiguas. Por ejemplo, una planta puede haber operado durante décadas y acumular cambios que nunca fueron incorporados a sus planos originales. Para eso, los equipos pueden trasladarse a la planta, realizar un laser scan durante una ventana de paro y reconstruir su condición actual. El modelo resultante regresa al entorno digital para comprobar que las modificaciones proyectadas realmente cabrán donde se pretende instalarlas y detectar ahí un error cambia considerablemente sus consecuencias.

Del modelo digital al “CSI” de los materiales Pero no todos los problemas pueden evitarse. Cuando un componente efectivamente presenta una anomalía, la pregunta cambia de “¿qué podría ocurrir?” a “¿qué ocurrió?”. Y ahí entra el laboratorio de materiales, un equipo que describe parte de su trabajo como una combinación entre investigación forense y diagnóstico industrial. “Nos encanta decir que somos como una especie de CSI, pero también somos esos investigadores que les vamos a decir que cumple o no cumple”, explica Miroslava Franco, jefa del laboratorio del Querétaro Technology Center (QTC) de GE Vernova . El trabajo puede comenzar reconstruyendo qué ocurrió con una pieza que falló, pero también permite validar materiales, proveedores y reparaciones antes de que los componentes vuelvan a operación.

Foto: Cortesía

Sin importar si el proyecto es en Latinoamérica, Estados Unidos o Europa, el software se hace aquí” Juan Antonio Asencio

El centro de ingeniería de GE Vernova en Querétaro pasó de cerca de 42 diseñadores de turbinas de vapor a

+480 colaboradores en 27 años

Luego, con microscopios ópticos revisan geometrías, soldaduras y superficies. Preparaciones especiales dejan al descubierto la microestructura del material, una suerte de huella que puede mostrar si recibió el tratamiento adecuado, sufrió sobrecalentamiento o estuvo expuesto a condiciones anormales. Los equipos de microscopía electrónica llevan el análisis todavía más lejos, con capacidades de magnificación de hasta cientos de miles de veces. Allí puede estudiarse desde la superficie de una fractura hasta la interacción entre recubrimientos cerámicos y componentes metálicos diseñados para soportar las temperaturas internas de una turbina. El nivel de especialización contrasta con el tamaño del equipo. “Somos un grupo chiquito de ocho mexicanos orgullosamente, que venimos a buscar la respuesta a lo que nos dicen los materiales”, explicaron durante el recorrido. Desde Querétaro, el laboratorio atiende consultas no solo para la región, sino también para operaciones globales. Y así, un componente escaneado puede transformarse en un modelo digital, una modificación puede revisarse en realidad virtual, un nuevo diseño puede llegar nuevamente a fabricación y, posteriormente, su software de control puede someterse a pruebas antes de que un operador lo utilice, en una cadena donde el mundo físico y el digital se alimentan mutuamente. Incluso la inteligencia artificial ya aparece dentro de ese proceso. En el centro se utiliza y estudia principalmente como una herramienta para analizar grandes cantidades de datos y encontrar patrones que puedan anticipar la degradación de una máquina. Al mismo tiempo, junto con laboratorios y equipos, GE Vernova mantiene convenios con universidades y utiliza parte de su infraestructura para acercar a estudiantes a tecnologías que, hasta hace poco, difícilmente podían experimentar durante su formación. “No queremos convenios de fondo, queremos convenios de ejecución”, señala Asencio. Y mientras las turbinas que terminarán operando en diferentes partes del mundo pueden comenzar su vida como modelos, simulaciones o líneas de software en Querétaro, la apuesta de largo plazo sigue siendo mucho menos virtual: que una parte cada vez mayor del conocimiento necesario para desarrollarlas permanezca también en México.

Coberturas Artículo

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

■ Baker Hughes va por la primera exportación de gas de Venezuela

Baker Hughes, PDVSA, Lindsayca y Fulcrum LNG se alían para desarrollar la cadena del gas natural venezolano

Venezuela cuenta con reservas de gas estimadas en 192 TCF, las más importantes de América Latina, cuyo potencial podrá desarrollarse aún más gracias a esta alianza estratégica” Germán Gómez, director corporativo de Baker Hughes para México y Centroamérica. Foto: Cortesía

Baker Hughes aportará tecnología de desarrollo de campos, infraestructura de gas y LNG a una alianza con PDVSA, Lindsayca y Fulcrum LNG que contempla procesar, transportar, comercializar y exportar gas natural. La primera etapa atenderá los requerimientos internos de PDVSA y el suministro para generación eléctrica, y la siguiente evaluará infraestructura abierta de LNG. Por Global Energy

aker Hughes suscribió en Caracas un acuerdo de alianza con PDVSA, Lindsayca y Fulcr um LNG, Inc., con el que busca restaurar y ampliar la infraestructura de gas natural de Venezuela y avanzar en las obras necesarias para procesar, transportar, comercializar y exportar el energético por primera vez en la historia del país, según informó la compañía. Por parte de Baker Hughes, la firma estuvo a cargo de Germán Gómez, director corporativo para México y Centroamérica, y la empresa aportará su portafolio de soluciones

industrializadas para el desarrollo de campos de petróleo y gas, infraestructura de gas y LNG a una alianza en la que cada participante cubre una etapa de la cadena de valor. Fulcrum LNG, desarrollador independiente de infraestructura intermedia de gas natural y LNG con sede en Estados Unidos, se encargará del desarrollo de proyectos, su financiamiento y el acceso a mercados, mientras que Lindsayca, con sede en Houston, contribuirá con capacidades integradas de ingeniería, tecnología, manufactura, construcción y operación. Lindsayca, compañía con raíces venezolanas fundada en 1986, señaló que los proyectos de la alianza buscan

movilizar talento local, abrir oportunidades a proveedores nacionales y generar empleo y actividad industrial. La empresa indicó además que modernizar los sistemas de procesamiento y transporte de gas natural crea una base de suministro para otros operadores, la industria y las instalaciones de generación eléctrica. Lorenzo Simonelli, presidente y director ejecutivo de Baker Hughes, señaló que el objetivo central es desarrollar una cadena de valor integrada del gas que convierta los recursos del país en suministro doméstico confiable y en oportunidades de exportación, incluido el potencial de exportar “las primeras moléculas de LNG producidas en Venezuela”. La secuencia de trabajo comenzará con las mejoras de infraestructura que PDVSA requiere para cubrir sus propias necesidades de gas y con el suministro al mercado interno para generación eléctrica, de acuerdo con Jesus Bronchalo, CEO de Fulcrum LNG. A mediano y largo plazo, las empresas evaluarán el desarrollo y financiamiento de infraestructura abierta de LNG y de transporte y procesamiento, que ofrezca a PDVSA y a otros operadores de exploración y producción soluciones para monetizar su gas.

Baker Hughes acompaña al sector energético de Venezuela desde hace

+60 años, y su base instalada incluye

+1,200 sistemas de producción de petróleo.

De manera paralela, Baker Hughes firmó un memorando de entendimiento con New Stratus Energy Inc. para apoyar el desarrollo de futuros prospectos de petróleo y gas, con tecnologías de subsuelo, perforación, producción, procesamiento, generación de energía y LNG. La compañía acompaña al sector energético venezolano desde hace más de 60 años y su base instalada en el país incluye más de 1,200 sistemas de producción de petróleo y alrededor de 240 unidades de turbomaquinaria distribuidas en 23 sitios. La alianza funciona como marco de cooperación, por lo que cada proyecto avanzará mediante acuerdos definitivos, las aprobaciones internas de cada parte y las autorizaciones aplicables en materia de sanciones y controles de exportación de Estados Unidos, incluidas las de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro. La elaboración de esos acuerdos específicos será el siguiente paso de una iniciativa que reúne en un mismo marco el desarrollo de campos, la infraestructura de procesamiento y transporte y la comercialización de LNG, con Baker Hughes como proveedor de tecnología en cada una de esas etapas.

Coberturas Artículo

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

■ La industria busca el “barril más rápido”

Producir más en Venezuela empieza por los pozos que ya existen La tecnología también está reduciendo el tiempo y la complejidad de algunas intervenciones. Antonio citó como ejemplo Shuttle™️, el sistema de ESP recuperable desarrollado originalmente por ZEiTECS e integrado al portafolio de SLB. La solución permite retirar y reemplazar una bomba electrosumergible sin movilizar un rig o una unidad pesada de workover, utilizando wireline, coiled tubing o slickline. Esto puede reducir tiempos de intervención y producción diferida, liberando equipos de workover para los pozos donde realmente son indispensables. Mientras un nuevo pozo o un proyecto de infraestructura puede requerir meses o años, determinadas oportunidades sobre pozos existentes pueden abordarse en días o semanas. Foto: Cortesía

Digitalización e inteligencia artificial

Avanzar hacia una producción petrolera de 2 millones de barriles diarios en Venezuela requerirá coordinación entre operadores, empresas de servicios, firmas de ingeniería y proveedores de tecnología. En el Venezuela International Oil & Gas Summit, ejecutivos de la industria coincidieron en que una de las primeras oportunidades está en recuperar productividad de la amplia base de pozos existente, apoyándose en nuevas tecnologías de intervención, levantamiento artificial, datos y digitalización, mientras se fortalecen la infraestructura, la energía y la capacidad de tratamiento necesarias para sostener el crecimiento. Por Kathya Santoyo Caracas, Venezuela.-

ncrementar de manera sostenible la producción petrolera de Venezuela exige mucho más que incorporar nuevos taladros. Cada barril adicional requiere capacidad para extraerlo, recolectarlo, tratarlo y llevarlo al mercado, coordinando a toda la cadena. Ese fue uno de los principales mensajes de un panel del Venezuela International Oil & Gas Summit, en el que participaron Álvaro Pérez Díaz, presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela (CPV); César Álvarez, Deputy General Manager de MPSIUW; Claudio Villalobos, Motion Manager de ABB; Ludwin Mercado Hurtado, Operations Manager Venezuela de Repsol; Reinaldo Quintero, presidente de PETROPYMI Fedeindustria, y William Antonio, Managing Director de SLB México, Centroamérica y Venezuela. Durante su intervención, Antonio puso el foco en la extensa base instalada del país. Venezuela cuenta con alrededor de 30,700 pozos, de los cuales menos de 30% se encuentra activo. Para el ejecutivo, ese inventario representa una oportunidad que exige determinar cuáles pozos tienen potencial técnico y económico.

Con ese universo de pozos y activos, una de las prioridades para los operadores consiste en intervenir primero aquellas oportunidades capaces de aportar producción en menor tiempo, comenzando por las denominadas intervenciones de Clase 1, de menor complejidad y rápida ejecución, que pueden ofrecer un retorno más rápido sobre la inversión. Antonio explicó además que SLB, con casi 97 años de presencia ininterrumpida en Venezuela, mantuvo equipos y capacidad operativa en el país. Muchos de esos equipos ya se encuentran activos y otros están siendo reacondicionados para responder al incremento de la actividad. En paralelo, otras empresas de servicios han comenzado a incorporar nuevos equipos y capacidades al mercado venezolano para atender las necesidades de la industria. “El primer principio es muy sencillo: primero diagnosticar y luego intervenir”, señaló. La restricción puede estar en el yacimiento, la completación, la integridad del pozo, el sistema de levantamiento artificial, la disponibilidad eléctrica o las facilidades de superficie. Por ello, explicó, el reto consiste en analizar la base de pozos, jerarquizar candidatos y seleccionar la intervención adecuada para cada caso.

avanzada para identificar y jerarquizar candidatos de intervención. De la misma manera, determinados procesos de reprocesamiento sísmico que anteriormente podían tomar meses pueden completarse hoy en días, gracias a capacidades de cómputo en la nube e inteligencia artificial. El siguiente nivel es pasar del monitoreo a la automatización. Antonio mencionó Neuro™️, la familia de soluciones autónomas de SLB, que integra sistemas inteligentes de superficie y subsuelo para crear ciclos continuos de retroalimentación, acelerar decisiones y, cuando las condiciones lo permiten, ejecutar ajustes operativos de forma automática. En campos de Ecuador, explicó, ya existen aplicaciones donde el sistema puede identificar cambios en el comportamiento de la producción y responder ajustando automáticamente variables como la dosificación de químicos o la frecuencia de operación de una bomba. La ventaja está en poder responder rápidamente, cuando cae la producción de un pozo, si el problema proviene del yacimiento, del pozo, de la BES o BCP, del sistema eléctrico o de las instalaciones de superficie. Con esa información, el operador puede determinar si necesita movilizar un workover, cambiar una bomba, modificar parámetros operativos o intervenir otra parte del sistema. “Esto no es algo para dentro de 10 o 15 años; ya está disponible. Sin digitalización, avanzar hacia niveles de producción de 2 o 3 millones de barriles diarios tomaría más tiempo y costaría más, porque no existen rec ursos huma nos n i técnicos ilimitados para hacerlo de otra forma”, sostuvo Antonio.

Venezuela cuenta con alrededor de 30,700 pozos, de los cuales menos de

Una vez recuperadas las oportunidades de menor complejidad, la siguiente etapa, planteó Antonio, consiste en profundizar el monitoreo de los yacimientos y avanzar hacia intervenciones más complejas, apoyadas cada vez más en digitalización, automatización e inteligencia artificial. Como ejemplo, seña ló que per for a r un pozo nuevo en la Faja del Orinoco podía tomar entre 30 y 40 días hace unos 15 a ños, m ient ras que hoy, con las tecnologías actuales y el apoyo de la digitalización y la automatización, determinadas operaciones pueden completarse en 10 días o menos. Al mismo tiempo, las tecnologías de operación remota permiten reducir significativamente el número de personas requeridas físicamente en campo, manteniendo especialistas conectados a las operaciones desde centros remotos y disminuyendo, además, la exposición del personal a riesgos operacionales. Para Antonio, ese cambio ilustra por qué la digitalización no debe verse únicamente como una herramienta informática. “Digital no reemplaza los taladros, las intervenciones físicas ni una buena ingeniería de yacimientos. Lo que hace es permitir que tomemos esas decisiones mucho mejor”, afirmó. A través de los Performance Live Centers de SLB, por ejemplo, operaciones de campo pueden conectarse con especialistas que reciben información de superficie y fondo en tiempo real, identifican desviaciones y apoyan el diagnóstico y la toma de decisiones de manera remota. El ejecutivo agregó que las plataformas digitales en la nube permiten integrar la información de campos completos —incluyendo pozos activos e inactivos— y utilizar analítica

30%

se encuentra activo

Muchas veces, el barril más rápido no es el que viene del próximo pozo que vamos a perforar, sino el que podemos recuperar de manera más eficiente de los activos que ya tenemos” William Antonio, Managing Director de Slb México, Centroamérica y Venezuela.

Equipos, energía e infraestructura Desde la perspectiva del operador, Ludwin Mercado Hurtado, de Repsol, destacó que recuperar producción exige asegurar simultáneamente integridad mecánica, disponibilidad operativa y capacidad de tratamiento y evacuación. Producir un barril adicional sin capacidad para recolectarlo, procesarlo o transportarlo simplemente desplaza el cuello de botella a otra parte del sistema. El gas asociado, agregó, debe integrarse desde el inicio en esa planificación. El panel convergió así en una idea: incrementar la producción requiere trabajar simultáneamente sobre pozos, infraestructura, energía, equipos, datos y capacidad de ejecución. En ese contexto, Antonio situó el punto de partida en la base productiva existente y en el uso de tecnología para identificar dónde puede generarse valor con mayor rapidez. Después, la digitalización, la automatización y la analítica permiten sostener ese desempeño y desplegar de forma más eficiente los recursos disponibles. “Muchas veces, el barril más rápido no es el que viene del próximo pozo que vamos a perforar, sino el que podemos recuperar de manera más eficiente de los activos que ya tenemos”, resumió.

Humedad en aceite: información crítica en tiempo real Monitoreo en línea de humedad, hidrógeno y temperatura en aceite aislante con Vaisala MHT410. Con mediciones continuas directamente desde el aceite, Vaisala MHT410ayuda a detectar cambios a tiempo, respaldar el mantenimiento predictivo y proteger la continuidad de servicio de su red.

Conozca las soluciones Vaisala Power para monitoreo de transformadores.

Escanee para más información

Coberturas Artículo

Octubre 2026 www.globalenergy.mx

■ Segunda semana de posgrado IMP 2026

La investigación energética da el salto del laboratorio al campo La llegada de nuevos proyectos está acelerando la demanda de capacidades técnicas, mientras el Instituto Mexicano del Petróleo busca acortar la distancia entre investigación y aplicación. Tamaulipas es el ejemplo de la urgencia de convertir conocimiento en tecnología, talento y soluciones capaces de operar en condiciones reales. Por Rocío Novoa Valdebenito

legar tarde a cubrir las capacidades que demandan los nuevos proyectos energéticos no significa que México deba mantener esa brecha en el futuro. Esa fue una de las advertencias planteadas durante la Segunda Semana del Posgrado del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), donde la expansión de infraestructura en zonas como Tamaulipas sirvió para mostrar el desafío de convertir investigación, conocimiento y formación especializada en soluciones que efectivamente lleguen al campo. Walter Julián Ángel Jiménez, secretario de Desarrollo Energético de Tamaulipas explicó que la velocidad de algunos desarrollos ya obligó a recurrir a especialistas extranjeros. “Hace poco teníamos a 600 técnicos de Asia parados en la frontera que venían con Woodside; les tuvimos que dar entrada porque vienen a partir de la cadena de grandes proveedores que se vienen fortaleciendo”, señaló durante el panel inaugural, al que Global Energy tuvo acceso exclusivo. A esa presión se sumarán nuevos requerimientos. La central de ciclo combinado proyectada en Altamira demandará “por lo menos 2,000 técnicos y técnicas especializadas” en áreas como generación eléctrica y control de procesos, de acuerdo al representante.

La discusión, sin embargo, trasciende la disponibilidad de personal. Desde el IMP, el desafío se plantea en el origen mismo de la investigación, buscando lograr que los proyectos no terminen únicamente en una tesis, patente, artículo o metodología, sino que puedan avanzar hacia aplicaciones industriales. Elizabeth Mar Juárez, directora general del Instituto, explicó que esa lógica ya forma parte del modelo. “El posgrado no es un posgrado tradicional donde ustedes toman clase, es un posgrado donde ustedes se incorporan y donde están trabajando en un proyecto, ya sea de investigación, de innovación o una solución práctica en campo”, afirmó. Las áreas prioritarias se han ampliado al mismo ritmo que el propio sector. “Estamos hablando de biocombustibles, de electromovilidad, de litio, de economía circular, pero también estamos hablando de hidrocarburos pensados en un nuevo concepto. Estamos hablando de gas, de soberanía y seguridad”, agregó Juárez.

Del conocimiento a una solución industrial Para Edgar Kiyoshi Nakamura, encargado de la Dirección de Exploración y Extracción del IMP, existe una diferencia sustancial entre generar conocimiento y convertirlo en tecnología utilizable. “Cuando se queda en

Foto: AAM

laboratorio una investigación es un activo de conocimiento. Hasta ahí se queda”. Para avanzar, viene primero la demostración de un principio en laboratorio, su escalamiento hasta convertirse en una realidad industrial y, finalmente, la implementación en campo. El problema es que una parte importante de los desarrollos no supera la primera barrera. “Yo creo que el 80% de los desarrollos ahí quedan y se ven reflejados en bellísimas metodologías, en patentes, en artículos. Muy bueno, bastante bueno. Sin embargo, lo que nos da de comer son dos fases hacia adelante”, sostuvo. Por eso, añadió, el destino final de una investigación tendría que pensarse desde su génesis. “Si sus temas de investigación desde el principio están orientados a que su objetivo final sea la colocación en campo, seguramente lo van a lograr, pero si su objetivo es llegar y decir ‘mi objetivo nada más es hacer una metodología’, desde ahí ustedes mismos se están limitando”. El IMP ya trabaja en inversión sísmica focalizada, caracterización estática y dinámica, algoritmos e inteligencia artificial aplicada bajo parámetros

No es un posgrado tradicional, es un posgrado donde ustedes se incorporan y están trabajando en un proyecto, ya sea de investigación, innovación o una solución práctica en campo” Elizabeth Mar Juárez

2,000 especialistas requerirá, al menos, la nueva central de ciclo combinado proyectada en Altamira, principalmente en generación eléctrica y control de procesos. Foto: AAM

acotados, además de evaluación de mejores prácticas para yacimientos no convencionales, biocombustibles y almacenamiento estratégico de gas. Nakamura señaló además que durante el último año y medio se incorporaron 16 egresados del posgrado, tanto en plantilla como bajo esquemas de honorarios. “No es elevar el costo de la nómina, es directamente incidir con conocimiento altamente especializado”, afirmó. Por su parte Eric Luna Rogero, director de Investigación en Exploración y Extracción del IMP, explicó que tradicionalmente los proyectos se analizaban por su nivel de madurez tecnológica o TRL y la existencia de un caso de negocio. Ahora, “podemos tener el mejor caso de negocio con la mejor tecnología, pero si tenemos afectaciones al medio ambiente, entonces no vamos”. Lo mismo ocurre con la cadena de suministro. “Podemos tener la mejor tecnología, pero si no tenemos asegurada una cadena, de preferencia nacional, tampoco podemos ir con esa tecnología”, describió. La dimensión social completa el análisis. “Podemos, otra vez, tener la mejor tecnología, la más barata, la más amigable con el ambiente, pero si no tenemos esa licencia social, no podemos ir”, describió Luna.

Cuando la tecnología llega al territorio Es precisamente en el territorio donde esas variables dejan de ser conceptuales. Tamaulipas concentra nuevos proyectos eléctricos, petroleros y gasíferos, además de desarrollos relacionados con biocombustibles, procesamiento de residuos y economía circular. “Si bien la planeación da el acceso, el proyecto ocurre en el territorio. Entonces, yo considero que los territorios tienen que estar cada vez más presentes en la planificación que la Federación da”, dijo Jimenez. Carreteras, puertos, proveeduría, permisos y logística forman parte de esa ecuación. Como ejemplo, señaló que el traslado de un solo aerogenerador implica alrededor de 14 movimientos estratégicos, mientras los nuevos desarrollos contemplan aproximadamente 250 máquinas. “Todo eso requiere planificación y organizar capacidades productivas para que se puedan llevar adelante”, afirmó. Por ello, la Secretaría de Desarrollo Energético de Tamaulipas busca ampliar su colaboración con el IMP, con el que ya mantiene un convenio, para incorporar estudiantes, practicantes y prestadores de servicio social. “Particularmente este posgrado está formando las capacidades que se requieren en este momento en Tamaulipas”, aseguró Jiménez. El reto que queda frente al IMP y al sector energético es generar conocimiento y conseguir que éste sobreviva al trayecto hacia su aplicación. Entre el laboratorio y el campo aparecen escalamiento, inversión, proveedores, impactos ambientales, aceptación social y talento especializado. La presión de nuevos proyectos muestra que esa transición ya no es una discusión futura. “Todo lo que ustedes hagan, todo lo que están haciendo, tengan la seguridad de que nosotros lo vamos a estar aplicando”, expresó Nakamura a la comunidad de futuros maestrantes y doctorantes, que se encontrarán en el IMP para mostrar sus trabajos hasta este viernes 9 de octubre.

My Endress+Hauser rápido y sencillo. Todo en un solo lugar My Endress+Hauser no solo simplifica las transacciones, sino que también permite acceder a una amplia gama de funciones para que su trabajo diario sea más cómodo y eficiente. • • • • • •

Consulte productos, precios y tiempos de entrega en un solo lugar. Genere presupuestos al instante o solicítelos directamente. Gestione y dé seguimiento a sus pedidos de forma sencilla. Acceda a su historial completo de pedidos y cotizaciones. Descargue documentación técnica y archivos CAD en pocos clics. Administre sus productos favoritos de manera rápida y ordenada.

Aproveche los beneficios de: