Energía
Por apagón, CFE analiza el tema de la energía renovable
Derivado del evento que dejó sin energía eléctrica a varias zonas del país el lunes de esta semana, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) pondrá “en la ruta de estudio” a las energías renovables con la finalidad de fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional.
“Nos obliga a ponernos a estudiar dos fallas simultáneas en los sistemas eléctricos de potencia y obviamente a poner en la ruta del estudio la generación intermitente que, ante una demanda mínima en este evento y en esta ocasión, nos obliga a que tomemos acciones para hacer un planteamiento fortaleciendo al Sistema Eléctrico Nacional”, dijo Guillermo Arizmendi Gamboa, director corporativo de Planeación de la CFE.
En conferencia de prensa virtual ofrecida esta tarde para proveer de mayores detalles con respecto al corte en el suministro eléctrico que se presentó el día de ayer, Arizmendi subrayó que las energías renovables obligan a la CFE a dar respaldo al sistema con costo para la empresa estatal.
“Esto lo vamos a tener que replantear y tomar las acciones para fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional”, afirmó, y adelantó que el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) ya está terminado y se encuentra en manos de la Secretaría de Energía para su revisión, por lo que –consideró–, se publicará entrando el 2021.
Justificó que no salió en este año, como lo marca la Ley, debido a que la pandemia causada por el coronavirus obligó a replantear los estudios de demanda de energía no solo en México, sino en el mundo.
Previamente, Carlos Meléndez Román, director general del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), explicó que en el momento de la falla, el sistema eléctrico del país se encontraba en condiciones de demanda media de invierno y una “integración histórica de generación renovable variable de 28.13%”.
“El sistema era débil en ese momento por la alta interacción de renovables y líneas de transmisión fuera de servicio”, destacó Meléndez.
Al respecto, Guillermo Nevárez Elizondo, director general de CFE Distribución, agregó que ante esa capacidad histórica de renovables en el sistema, la CFE tenía que mantener 32% de reserva rodante.
Noé Peña Silva, director general de CFE Transmisión, anotó por su parte que el problema se originó porque el frente frío número 23 llevó fuertes vientos secos de entre 60 y 70 kilómetros por hora a la zona, ya de por sí seca, lo que provocó la ionización del aire.
Lo anterior hizo que se prendieran los pastizales que se encuentran en los terrenos del derecho de vía por donde pasan las dos líneas de transmisión que van de Ciudad Victoria, Tamaulipas, a Laja, en Nuevo León, saliendo de operación alrededor de 9,000 megawatts (MW). (Esta versión luego fue puesta en duda por autoridades de Protección Civil de Tamaulipas).
En su oportunidad, Carlos Morales Mar, director corporativo de Operaciones de la CFE, subrayó que el sistema se pudo restablecer rápido gracias a la entrada en operación de las centrales hidroeléctricas propiedad de la CFE, que tienen una capacidad de respuesta rápida ante la caída de generación.
“Las centrales hidroeléctricas entraron al relevo, entraron en tiempo, pudieron generar energía rápida, eficiente y limpia, y con ello pudimos hacer el restablecimiento de la red”, asentó.
Refirió que las unidades que salieron de servicio, fueron 11 de ciclo combinado, las geotermoeléctricas de Los Humeros y Los Azufres y 4 pequeñas hidroeléctricas en distintos puntos del país. Solamente una central termoeléctrica se afectó, la de Mazatlán, Sinaloa, porque se desconectó el Sistema Noroeste con la parte occidental, añadió.
Detalló que de la CFE, la afectación fue por 1,218 MW, de los cuales 1,084 MW corresponden a las centrales que se aislaron del interconectado nacional del noroeste.
Así, salieron Los Empalmes, y los ciclos combinados de Agua Prieta y Hermosillo.
Pero resaltó que la mayor energía que salió del sistema fue la producida por los productores externos que venden toda su producción a la CFE.
“Estos productores externos tuvieron una afectación por 4,084 MW, la mayor del parque de generación de operación, y 1,714 MW de generación fotovoltaica y 877 MW de centrales eólicas”, apuntó Morales Mar.
En porcentajes, enlistó que la afectación por tecnología fue de 67.5% en el caso de los ciclos combinados, 4.5% de energía convencional, 18.5% fotovoltaica y 9.5% de eólica.
“Con esto vemos que, por sistema de confiabilidad, debemos de hacer una revisión de los generadores externos”, concluyó.
Con información de Energía a Debate
Energía y Ecología informa: La CFE pone en funcionamiento dos plantas en Yucatán, con lo que se fortalece significativamente la infraestructura energética del sureste mexicano y se avanza hacia la autosuficiencia regional.
La CFE pone en funcionamiento dos plantas en Yucatán
En un esfuerzo por mejorar el suministro eléctrico en el sureste del país, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) inauguró dos nuevas plantas de ciclo combinado en el estado de Yucatán. Con esta medida, la CFE pone en funcionamiento dos plantas en Yucatán que permitirán incrementar en 38.2% la capacidad de generación en la región, contribuyendo a solucionar los problemas históricos de abasto energético.
Durante un recorrido por la planta Mérida IV, la directora general de la CFE, Emilia Calleja Alor, y el gobernador del estado, Joaquín Díaz Mena, detallaron que con estas acciones se busca estabilizar el suministro de energía, reducir la frecuencia de apagones y prepararse para atender la creciente demanda derivada del desarrollo turístico e industrial de la región.
Yucatán da un paso hacia la autosuficiencia energética
La planta Mérida IV aportará 500 megawatts adicionales al sistema, que se suman a los 1853 megawatts generados actualmente por otras centrales de la CFE en Mérida y Valladolid, y a los 1306 megawatts provenientes del sector privado. Esto da un total de 3159 megawatts disponibles para cubrir las necesidades energéticas de Yucatán, Campeche y Quintana Roo.
Según Calleja Alor, la demanda máxima histórica en la Península es de 2992 megawatts, por lo que la nueva capacidad instalada garantiza el abasto de energía eléctrica para la Península, e incluso permitirá enviar excedentes a otras regiones del país durante ciertas temporadas.
Diagnóstico y visión a largo plazo
El gobernador Díaz Mena señaló que los problemas energéticos de la región son el resultado de años de abandono institucional. Sin embargo, con las inversiones actuales se inicia un proceso de recuperación estructural que permitirá responder al acelerado crecimiento urbano e industrial de Yucatán y Quintana Roo.
“Este es un tratamiento integral que no solo atiende las emergencias actuales, sino que también busca prevenir futuras complicaciones”, dijo el mandatario, destacando que el acceso a la electricidad debe ser un derecho garantizado por el Estado, no un privilegio.
Coordinación interinstitucional y plan estratégico
La gira de trabajo contó también con la presencia de Pablo Gamboa Miner, titular de la Agencia de Energía de Yucatán; Ermilo Barrera Novelo, secretario de Economía y Trabajo; y Héctor Sergio López Villarreal, director general de Operación de la CFE. Todos coincidieron en que este avance es clave para consolidar a la región como un polo de atracción para inversiones productivas.
Información de Revista Guinda.
Energía y Ecología informa: Planta de Gas Natural Licuado para el Corredor Interoceánico se consolidará en Coatzacoalcos, Veracruz, como uno de los proyectos energéticos más ambiciosos del sureste mexicano, impulsado por la firma URSUS Energy con una inversión inicial de 450 millones de dólares.
Planta de Gas Natural Licuado para el Corredor Interoceánico, eje de desarrollo en Veracruz
La empresa mexicana URSUS Energy anunció la construcción de la planta Coatzacoalcos-PODEBI LNG, como parte del Polo de Desarrollo para el Bienestar (PODEBI) Coatzacoalcos II, dentro del Corredor Interoceánico del Istmo de Tehuantepec (CIIT). El objetivo principal: transformar al puerto veracruzano en un nodo logístico de exportación energética hacia América Latina, el Caribe y Europa.
La Planta de Gas Natural Licuado para el Corredor Interoceánico recibió la concesión oficial por parte de la Junta de Gobierno del CIIT, lo que le permite a URSUS Energy avanzar en el desarrollo técnico y operativo de la infraestructura.
Financiamiento asegurado y primera fase en marcha
El respaldo financiero proviene del Banco Nacional de Comercio Exterior (Bancomext), que comprometió una carta de intención por 450 millones de dólares. Esta suma permitirá cubrir las fases iniciales del proyecto, que incluyen preparación del terreno, obtención de licencias tecnológicas y ejecución de trabajos de ingeniería, adquisición y construcción (EPC).
Además de su rol exportador, la planta apoyará el abastecimiento de gas en el sureste de México, consolidando al Istmo como zona estratégica para el futuro energético nacional.
El papel del Tren Transístmico en el transporte de GNL
En la etapa inicial, el transporte del GNL se realizará mediante el Tren Transístmico, operado por la Secretaría de Marina, que conectará los puertos del Golfo y el Pacífico mientras se expande la red de ductos. Esta sinergia entre ferrocarril e infraestructura energética es clave para posicionar al CIIT como un corredor competitivo a nivel internacional.
La apuesta es ambiciosa: integrar logística, desarrollo regional e impulso a las exportaciones desde el sur del país hacia mercados globales, a través de un modelo que también prioriza la generación de empleos.
URSUS Energy: visión de largo plazo en la región
Santiago Fabián Arroyo Seguedo, director general de URSUS Energy, destacó el compromiso de la empresa con el desarrollo de la región: “Coatzacoalcos-PODEBI LNG no solo generará empleos y desarrollo en Veracruz, sino que también contribuirá a la integración económica regional, así como al fortalecimiento de la infraestructura logística y energética del país”.
En un comunicado oficial, la empresa agradeció al Corredor Interoceánico y al Gobierno de México, encabezado por la presidenta Claudia Sheinbaum, por la confianza otorgada y el acompañamiento en el proceso de evaluación.
Este proyecto marca un hito dentro del esquema de inversión y transformación del sur del país, y refuerza la posición estratégica de México como actor clave en el mercado de Gas Natural Licuado a nivel global.
Información de Revista Guinda.
Energía
Refinería Olmeca alcanzará su máxima capacidad en 2026, estima la Agencia Internacional de Energía
La Refinería Olmeca máxima capacidad será alcanzada hasta el año 2026, de acuerdo con el más reciente informe de la Agencia Internacional de Energía (IEA). Este hito forma parte del esfuerzo del gobierno mexicano y Petróleos Mexicanos (Pemex) por alcanzar la autosuficiencia energética, en medio de un contexto marcado por la caída en la producción nacional de crudo. Energía y Ecología MX te trae la información.
Refinería Olmeca alcanzará su máxima capacidad con 340 mil barriles diarios
Según el organismo internacional, la primera fase de la refinería Dos Bocas inició operaciones a finales de 2023, con una capacidad inicial de 170 mil barriles diarios. La segunda etapa, con la que la Refinería Olmeca máxima capacidad será de 340 mil barriles diarios, está prevista para comenzar a finales de 2025 y consolidarse en 2026.
Este desarrollo se suma al programa de modernización de las seis refinerías existentes de Pemex, con inversiones dirigidas a plantas como las de Tula, Salina Cruz y Salamanca.
Autosuficiencia y exportación para 2030
La IEA señala que México ha destinado cerca de 8 mil millones de dólares a proyectos de refinación con el objetivo de reducir la dependencia de combustibles importados. Se espera que el funcionamiento completo de la Refinería Olmeca permita a la región convertirse en exportadora neta de gasolina, diésel y turbosina para 2030.
En abril de 2025, la refinería procesó 84 mil barriles diarios de crudo y produjo 78 mil barriles de combustibles, lo que representó un aumento mensual del 55 % en producción de refinados.
Riesgos estructurales para Pemex
Pese al avance en infraestructura, la IEA advierte sobre riesgos importantes para Pemex. Uno de ellos es la caída sostenida en la producción de petróleo, que obligaría al país a importar hasta 500 mil barriles por día en 2030, si no se revierte la tendencia.
Más de la mitad de la producción de Pemex en 2024 provino de solo siete campos, y el número de plataformas petroleras pasó de 50 en octubre de 2024 a menos de 20 en menos de seis meses. Esto ha sido consecuencia de la deuda acumulada, recortes presupuestarios y la reducción de inversiones durante la pandemia.
Producción global y contexto internacional
El informe de la IEA también proyecta que la capacidad de producción mundial de petróleo aumentará a 114.7 millones de barriles diarios para 2030. Aunque se espera que la demanda crezca en 2.5 millones de barriles por día, el incremento en la oferta será mayor.
A pesar del avance de proyectos como Trion y Zama, que aún esperan autorizaciones o fases finales de desarrollo, los analistas señalan que la producción mexicana enfrenta desafíos para mantenerse competitiva frente al nuevo panorama energético global.
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Planta de Gas Natural Licuado para el Corredor Interoceánico
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