Por Energy Insights
Hidrocarburos
El bimestre confirmó que los hidrocarburos atraviesan una reconfiguración en la que geopolítica, seguridad de suministro y capacidad logística pesan tanto como las reservas. La interrupción del estrecho de Ormuz, ruta de alrededor de 20% del petróleo y del GNL mundial llevó el Brent de US$107 a niveles superiores a US$120 por barril. Irak obtuvo autorización iraní para movilizar dos VLCC con cerca de dos millones de barriles cada uno; Pakistán negoció condiciones de tránsito, Rusia proyectó ingresos adicionales por US$2,667 millones y elevó más de 35% sus exportaciones petroleras a China. Estados Unidos ganó relevancia mediante shale, GNL y refinación, aunque California permanece expuesta por su aislamiento y el cierre de instalaciones de Phillips 66 y Valero, equivalentes a casi 20% de su capacidad reciente.
Europa diversifica sin resolver plenamente su dependencia. Canadá suministrará a la alemana SEFE hasta un millón de toneladas anuales de GNL durante unos 20 años desde Ksi Lisims LNG; Alemania dialoga con Argelia, Bosch, Siemens y VNG, mientras Estados Unidos podría aportar dos tercios del GNL europeo en 2026 y 80% en 2028. Aun así, la UE importó 6,900 millones de metros cúbicos de GNL ruso en el primer trimestre, 16% más; España elevó 43% sus compras y sus regasificadoras operaron a 31%. Con inventarios cercanos a 35% y un TTF 50% mayor, la meta europea de almacenamiento bajó de 90% a 80%.
México enfrenta esa volatilidad con importaciones estadounidenses de 6,333 millones de pies cúbicos diarios, cerca de 75% del consumo, y una generación eléctrica dependiente del gas en aproximadamente 60%. El Gobierno proyecta más de 140,000 millones de pesos para doce gasoductos y modernizaciones: CFE aportaría 53,800 millones y Cenagas el resto. Naturgy invertirá 700 millones de pesos en Aguascalientes y más de €300 millones en Nuevo León; Karpowership instalará 250 MW flotantes en Yucatán, mientras Saguaro Energía, de Mexico Pacific, supone alrededor de US$13,000 millones. La prueba no será únicamente construir infraestructura, sino vincularla con demanda verificable y desarrollar almacenamiento estratégico en cavernas, campos agotados o GNL.
Pemex mostró avances operativos, pero no una recuperación estructural. Según Pemex produjo entre 1.635 y 1.651 millones de barriles diarios de líquidos en abril, incrementó 8.7% el gas, 12.7% las gasolinas y procesó 1.141 millones de barriles diarios en el primer trimestre, 21.9% más. Redujo su deuda cerca de 7%, bajó 13% sus costos financieros y pagó más de 152,000 millones de pesos a proveedores. Moody’s mantuvo B1 estable, mientras S&P sigue considerando insostenible su estructura de capital. El relevo del CEO Víctor Rodríguez Padilla por Juan Carlos Carpio, las reservas de Carlos Slim sobre Pemex y Lakach, y la cooperación con Petrobras en aguas profundas muestran que producción, gobernanza y disciplina financiera deberán avanzar simultáneamente.
El costo ambiental y del mercado ilícito añade presión. Greenpeace documentó contaminación en más de 1,100 kilómetros de litoral por el derrame de Abkatún; Pemex acumuló 1,490 fugas y derrames entre octubre de 2024 y marzo de 2026, mientras México registra 1,114 sitios contaminados. La UNAM desarrolla bacterias marinas para reducir remediaciones de meses a semanas. En paralelo, Nuevo León sumó 3,096 delitos de hidrocarburos desde 2021; decomisos en Cadereyta, Allende, General Bravo y Santa Catarina revelan redes de extracción, transporte, facturación y posible lavado. Entre líneas, la seguridad energética mexicana parece depender tanto de producir y almacenar más como de reparar activos, controlar trazabilidad y reconstruir confianza operativa y financiera.
Electricidad
La electricidad se consolidó como el centro de la inversión energética y de la competencia industrial. La AIE proyecta US$3.4 billones de inversión mundial en 2026, con US$2.2 billones dirigidos a electricidad y tecnologías limpias, US$550,000 millones a redes y más de US$100,000 millones a baterías. México busca movilizar 740,000 millones de pesos mediante más de 130 proyectos e incorporar 32 GW hacia 2030. CFE recibió 83 propuestas para 7,500 MW renovables y aproximadamente US$8,000 millones de capital privado, bajo un modelo de 54% para la empresa pública, hasta 46% para particulares y compra de 70% de la producción.
La bancabilidad de esa expansión estará condicionada por el balance financiero de CFE y por su relación con el soberano. La empresa redujo 97% su pérdida neta trimestral, hasta 402.4 millones de pesos, alcanzó EBITDA de 55,843 millones, bajó 7% su deuda, a cerca de 489,200 millones, y llegó a 50 millones de usuarios. Sin embargo, Moody’s recortó su nota de Baa2 a Baa3 y S&P mantuvo BBB con perspectiva negativa. CFE evalúa nuevas fibras, Pidiregas y obra financiada dentro de un programa de US$30,000 millones, incluidos 125 proyectos de transmisión y distribución por US$8,500 millones. El reto es evitar que una expansión apalancada deteriore las mejoras operativas.
La demanda está creciendo más rápido que la infraestructura. En México avanza entre 3% y 3.5% anual, impulsada por calor, nearshoring, electrificación y centros de datos. Veracruz, Mérida y Playa del Carmen registraron apagones; Baja California Sur alcanzó alrededor de 600 MW y Baja California redujo 19.5% sus obras eléctricas. La central González Ortega añadió 745 MW y Yucatán proyecta 160 MVA adicionales. India llegó a 270.82 GW con temperaturas superiores a 47 °C y Vietnam a 1,100 millones de kWh diarios. NEMA prevé que Estados Unidos pase de 3,936 a 6,130 TWh hacia 2050, con centros de datos aportando 38% del crecimiento hasta 2037.
La flexibilidad se convierte así en infraestructura económica. Bulgaria supera 2 GW y se aproxima a 8 GWh en baterías; Europa requeriría cerca de 351 TWh de almacenamiento de larga duración para eventos multisemana de baja generación renovable. Los precios negativos, 397 horas en España y 222 en Portugal, evidencian excedentes que las redes no absorben. Europa podría desperdiciar 40 TWh solares y necesitar elevar su almacenamiento desde 77 GWh hasta unos 750 GWh en 2030. Al mismo tiempo, los centros de datos ya consumen aproximadamente 6% de la electricidad en Estados Unidos y Reino Unido, y la AIE prevé que el consumo comercial estadounidense supere al residencial en 2027.
La transición también exige asequibilidad. La factura veraniega estadounidense subiría 8.5%, hasta US$778; los precios acumulan 22% en cinco años y las inversiones futuras superarían US$1 billón. España mantiene una carga fiscal de 34.61% sobre la electricidad, frente a 22.5% sobre el gas, mientras usuarios de Guasave y Mazatlán reportaron recibos de CFE próximos a 30,000 pesos. Gran Bretaña, en contraste, ya desvincula del gas 15% de su generación mediante contratos por diferencia y podría llegar a 36% antes de 2030. Entre líneas, la nueva seguridad eléctrica no parece depender solo de instalar megavatios, sino de conectar generación, transmisión, almacenamiento, demanda flexible y reglas tarifarias que asignen transparentemente los costos.
Energías Limpias
La expansión limpia dejó de ser únicamente una agenda climática para convertirse en una estrategia de seguridad energética y competitividad. Durante 2025, las fuentes renovables añadieron 887 TWh, por encima de los 849 TWh de crecimiento de la demanda. IRENA registró casi 700 GW nuevos, 511 GW solares y 159 GW eólicos, con Asia concentrando tres cuartas partes. Desde 2010, los costos solares cayeron 87%, los eólicos terrestres 55% y los de baterías 93%; las renovables son ya la opción más económica en 85% de los proyectos nuevos. La crisis de Ormuz reforzó esta ventaja al aumentar la exposición de petróleo y gas a rutas, inventarios y precios internacionales.
Sin embargo, el siguiente cuello de botella es la integración. Europa dispone de unos 14 GW de baterías a gran escala y 84 GW en desarrollo, frente a necesidades potenciales cercanas a 750 GW. IRENA sitúa la electricidad solar firme con almacenamiento entre US$54 y US$82/MWh en mercados favorables. Texas podría generar 78,000 GWh solares en ERCOT durante 2026, frente a 60,000 GWh de carbón, y captar 53% del nuevo almacenamiento estadounidense. Parque Arauco incorporó 64 MW solares y 89,000 paneles a un complejo híbrido argentino de 345 MW; Repsol invertirá €900 millones en Aguayo II, con 1,000 MW y 6 GWh diarios, e Iberdrola combina eólica con 1,158 MW hidroeléctricos del Tâmega.
México intenta convertir la apertura regulada en un portafolio ejecutable. SENER plantea elevar las renovables de 24% a 38% hacia 2030, incorporar 22,000 MW renovables, 10,000 MW de ciclos combinados, 5.4 GW de almacenamiento y US$15,000 millones en redes. La convocatoria asociada con CFE incluye 935 MW de almacenamiento independiente por tres horas. Guanajuato reportó doce iniciativas por US$1,821 millones y 1,692.5 MW; Tamaulipas avanza con Zuma Energy y Sheinbaum evalúa fabricar paneles solares en México. CRRC y Copenhagen Infrastructure Partners muestran interés, pero permisos, transmisión, contenido industrial y asignación de riesgos determinarán qué proyectos alcanzan cierre financiero.
La hidroelectricidad y la nuclear recuperan valor como fuentes firmes. CFE moderniza 60 centrales, entre ellas La Yesca, y Chicoasén II aportaría 240 MW. Al mismo tiempo, sequías, sedimentos y restricciones ambientales afectaron instalaciones en Honduras, Coca Codo Sinclair e Hidroituango. En el ámbito nuclear operaban 413 reactores al cierre de 2025 y casi 70 estaban en construcción. Estados Unidos desarrolla SMR de hasta 300 MW y microreactores menores de 20 MW; Alemania destinará más de €2,000 millones a fusión hasta 2029. En Laguna Verde, la reposición de operadores sénior requiere entre cinco y siete años, recordatorio de que la firmeza tecnológica también depende del capital humano.
El hidrógeno avanza desde anuncios hacia aplicaciones selectivas. México prepara una cartera de 27 proyectos por aproximadamente US$23,000 millones; España asignó €440 millones y MorGen Energy obtuvo hasta €422.75 millones para Njordkraft, inicialmente de 300 MW. Iberostar y Redexis utilizan ocho toneladas anuales en Mallorca para cubrir más de 70% de la demanda térmica y 20% de la electricidad de un hotel. Entre líneas, las energías limpias parecen entrar en una etapa donde el valor ya no lo define la capacidad instalada aislada, sino su combinación con almacenamiento, redes, manufactura, compradores solventes y capacidad firme.
Regulación Energética
El marco energético mexicano está pasando de la definición política a la instrumentación operativa. SENER abrió convocatorias privadas y mixtas para incorporar 32 GW de generación y 6.1 GW de almacenamiento, con inversión estimada en 738,400 millones de pesos. El registro estratégico estará abierto del 25 de mayo al 25 de agosto y la planeación vinculante, la asociación con CFE y la ubicación sistémica adquieren tanta relevancia como el retorno financiero. Iberdrola México reconoce un giro hacia la apertura regulada, aunque señala que industrias del norte pagan todavía entre 30% y 40% más por electricidad que competidores en Texas.
El financiamiento y los permisos empiezan a acompañar esa apertura. El Banco Europeo de Inversiones regresó a México con €150 millones para Bancomext y cooperación en redes y renovables. ASEA autorizó a Gato Negro LNG una terminal de ocho millones de toneladas anuales en Manzanillo. La CNE permitió avanzar a Carso Energy con Centauro del Norte, gasoducto de entre 416 y 442 kilómetros y 400 MMpcd, y reportó 797 permisos otorgados en sus primeros diez meses. No obstante, la diferencia frente a los 29,831 registros acumulados revela la magnitud de la transición administrativa.
La regulación eléctrica incorpora nuevos modelos. La Ventanilla Única de Autoconsumo concentrará nueve trámites de SENER, CNE, CFE y CENACE para proyectos de 0.7 a 20 MW, con el objetivo de reducir plazos de 15 a seis meses. La cogeneración podrá operar en autoconsumo o en el Mercado Eléctrico Mayorista y las instalaciones menores de 0.7 MW estarán exentas de permiso. Las baterías se reconocen como asociadas, independientes o vinculadas con redes y centros de carga, capaces de prestar potencia y servicios conexos. CENACE, además, contrató 250 MW flotantes de Karpowership para Yucatán entre 2026 y 2028.
En hidrocarburos, regulación y seguridad convergen. SENER mantiene el fracking en evaluación y anunció 140,905 millones de pesos para gasoductos: 53,812 millones de CFE y 87,093 millones de Cenagas. La trazabilidad de producción, importaciones, inventarios, facturación y ventas busca contener el huachicol fiscal. ASEA publicó la NOM-022-ASEA-2026 para estaciones de GNC y prepara la NOM-023 para gasolineras y las NOM-028 y NOM-029 para transporte de GNL y gas LP. También se desarrolla regulación para calidad, medición e inyección de biometano.
El entorno internacional confirma una tendencia hacia reguladores con mayor alcance. Argentina unificará electricidad y gas bajo un nuevo ente designado por el Gobierno de Javier Milei; Bolivia presentó una ley para modernizar su sistema y atraer participantes; Colombia inició ante el OIEA su hoja de ruta nuclear. En México, la CNE concentra supervisión, verificación, sanción y revocación. Entre líneas, la apertura parece estar adquiriendo instrumentos concretos, pero su credibilidad dependerá de autonomía técnica, estabilidad contractual, coordinación institucional y capacidad física para que permisos y convocatorias se conviertan en energía efectivamente entregada.
Capital Humano
La transición energética está mostrando una restricción menos visible que la disponibilidad de capital: la insuficiencia de talento especializado. En México, 75% de los empleadores enfrenta dificultades para cubrir vacantes y la OCDE vincula el estancamiento de la productividad con las brechas de capital humano. Cerca de 70% de los nuevos empleos verdes requiere competencias tecnológicas en automatización, análisis de datos y sistemas avanzados. Estados Unidos enfrenta una fuerza laboral envejecida, casi un tercio tiene 55 años o más, dependencia de inmigración y escasez de electricistas y técnicos HVAC.
La presión se intensifica en instalaciones críticas. Trabajadores de Laguna Verde han advertido ante el OIEA, WANO y autoridades mexicanas que los cambios salariales y pensionarios pueden afectar retención, sucesión y conocimiento operativo; sustituir a personal sénior puede requerir entre cinco y siete años. Paraguay proyecta desarrollos de IA de hasta 500 MW y US$10,000 millones, pero tendría menos de diez ingenieros preparados para operarlos. En Vaca Muerta, hasta 63% de las tareas administrativas podría automatizarse, mientras Chile aspira a convertirse, con respaldo de Nvidia, en un hub global de IA sustentado en energía renovable, estabilidad y conectividad.
Las respuestas más efectivas combinan formación práctica, certificación y demanda empresarial. Canadá destinó 30 millones de dólares a capacitar jóvenes en solar y Nueva York lanzó un programa multimillonario en eficiencia y electrificación. En Magallanes, dos liceos de Punta Arenas recibieron electrolizadores y sus docentes serán formados en Francia. ASOFER, INFOTEP, ANEIH y CAPEX desarrollan certificaciones renovables en República Dominicana; INEEL y UTEC fortalecen competencias eólicas entre México y Uruguay; ANDE ofrece 180 horas de capacitación fotovoltaica ante proyectos paraguayos por 140 MW más almacenamiento. Huawei formará 150 profesionales en La Rioja y el programa SEED capacitará a unos 6,000 especialistas nigerianos en diez centros durante cinco años.
La dimensión territorial es igualmente relevante. Ticmas y CAF identificaron brechas en oficios, mandos medios, instructores, inglés técnico y prácticas en Vaca Muerta, litio y minería. Río Negro responde con una diplomatura de 120 horas para docentes de 124 instituciones, 923 egresados de programas estratégicos e inglés para 10,000 personas. Sus proyectos ligados al gasoducto de Tratayén y al GNL podrían generar 624 empleos de construcción y 836 de operación. En Huelva, el hidrógeno promete miles de puestos; en Teesside, retrasos contractuales muestran la distancia entre anuncios y empleo efectivo. El noreste inglés busca 25,000 empleos verdes hacia 2035 mediante £140 millones, infraestructura portuaria y una ronda eólica cercana a 6 GW.
Las condiciones laborales también definen la transición. Los empleos verdes pagan en América Latina 15.8% más en promedio y 20.5% más en México, pero la prima se concentra en trabajadores formales y capacitados. Entre líneas, la competitividad energética parece depender menos de acumular programas de capacitación que de sincronizar inversión, currículos, certificaciones, condiciones laborales y calendarios reales de contratación.
Proveeduría Energética
La proveeduría energética está evolucionando desde la compra de equipos hacia una arquitectura que combina seguridad de suministro, financiamiento, trazabilidad, datos y contenido industrial. Los riesgos de Ormuz reordenaron rutas y proveedores: India importó alrededor de 319,200 barriles diarios de crudo venezolano en mayo, 13.9% más; Venezuela también envió 412,000 barriles diarios a Estados Unidos y superó temporalmente a Arabia Saudita. Argentina ingresará al mercado alemán de GNL mediante Southern Energy y SEFE, con dos millones de toneladas anuales durante ocho años y un contrato superior a US$7,000 millones.
Las necesidades de rehabilitación no garantizan, por sí mismas, contratos. Siemens Energy, GE Vernova y otros proveedores evaluaron el sistema venezolano, donde menos de 13,000 MW de 36,000 MW instalados estarían disponibles, pero exigieron garantías de pago. Pemex comenzó a liquidar adeudos en el sur de Tamaulipas, aunque la USTR estimó obligaciones superiores a US$2,500 millones con proveedores estadounidenses y una deuda total con contratistas de más de US$24,000 millones al cierre de 2025. La capacidad técnica necesita, por tanto, garantías soberanas, financiamiento y mecanismos verificables de cobro.
Los centros de datos están elevando el estándar de compra. CEBA reportó más de 27 GW de energía limpia contratada en Estados Unidos durante 2025 y entre 13 y 17 GW en el primer trimestre de 2026. La nuclear superó por primera vez a la eólica en anuncios corporativos, aunque el número de compradores cayó 40%. Tigo Energy amplió Predict+ de 140,000 a 365,000 medidores en 14 meses, con precisión anunciada de 97.5%; Arcadia integrará activos de ENGIE Impact para atender a más de 1,500 clientes y administrar cerca de US$100,000 millones en gasto energético. DP World, con 67.6% de electricidad renovable en 2025, busca llegar a 100% en 2040.
México ofrece oportunidades para manufactura nacional. IG Transformadores Eléctricos obtuvo 50% de los transformadores de distribución requeridos por CFE. Olinia parte de 195 millones de pesos, prevé baterías en Puebla, más de 75% de contenido nacional y precios de 90,000 a 150,000 pesos. Japón acumula US$9,640 millones, 151 empresas y 49,000 empleos en Guanajuato. Tamaulipas proyecta con SPIC-Zuma hasta 800 MW eólicos en Huizache; Querétaro impulsa sustitución de importaciones y Sonora Move articula electromovilidad con el sur de Estados Unidos. UPM aporta US$1.5 millones anuales durante 20 años para desarrollar mipymes uruguayas.
Al mismo tiempo, la Unión Europea convierte origen, ciberseguridad y trazabilidad en condiciones de elegibilidad. Desde abril de 2027 endurecerá requisitos para inversores solares chinos de alto riesgo; software, acceso remoto, minerales críticos y auditorías ESG pesarán junto con el precio. Entre líneas, los proveedores con mayores posibilidades parecen ser aquellos capaces de demostrar no solo costo y calidad, sino también financiamiento, ciberseguridad, cumplimiento, entrega puntual y capacidad para integrarse a contratos de largo plazo.
Emprendimiento e Innovación Energética
El ecosistema energético está pasando de financiar promesas tecnológicas a exigir demostración, compradores y rutas de escalamiento. Las familias de patentes relacionadas con circularidad de baterías crecieron 42% anual entre 2017 y 2023, reflejo del valor estratégico de recuperar litio, níquel y cobalto. Caudal Energy obtuvo €4.9 millones para demostrar generación mareomotriz en corrientes lentas; REPS captó US$23.6 millones para recuperar energía del tránsito, con una primera aplicación en el puerto de Hamburgo. Fervo Energy llevó la geotermia avanzada al mercado bursátil y Cape Station aporta contratos vinculantes, aunque todavía enfrenta costos y riesgo de productividad.
El capital está diversificando sus instrumentos. Corfo ofrece hasta 10 o 15 millones de pesos chilenos; Fundación Repsol, €120,000 en préstamo convertible y doce meses de aceleración; AbastibleTec invirtió US$500,000 en Zensi. Eddy Grid obtuvo €7.5 millones tras crecer cerca de 900%, alcanzar flujo positivo y gestionar más de 500 MW. Elvy combinó €5.9 millones de capital con una línea de crédito de €500 millones para expandirse de 23 a 600 MW. Blackstone y Halliburton invertirán US$1,000 millones en VoltaGrid; NextEra acordó adquirir Dominion por US$67,000 millones, y Fervo captó aproximadamente US$1,890 millones al debutar a US$36 por acción, frente a US$27 de colocación.
Los ecosistemas más maduros comienzan con problemas empresariales, no con tecnología disponible. Rose Rock Bridge ha incubado 33 startups y 16 pilotos, ofreciendo hasta US$100,000 no dilutivos. Galicia movilizará €14 millones para 70 proyectos hacia 2028; ASEAN SPARKS Elevate llevó ocho startups a Tokio y Qarbotech recibió 10 millones de yenes. Colbún apoyó a más de 400 emprendedores, generó 150 empleos y elevó de 20 a 200 los negocios formales en el entorno del embalse Angostura. El índice de innovación energética de 39 países ubica rezagado a México, confirmando que investigación, capital, demostración y primeras compras deben funcionar como un sistema.
El hidrógeno y la nuclear concentran deep tech. Mantle8 captó €31 millones para explorar hidrógeno natural con HOREX y proyecta costos cercanos a €0.80/kg; MorGen Energy obtuvo hasta €422.75 millones para 300 MW de electrólisis. Focused Energy reunió US$240 millones para fusión láser y Thea Energy US$100 millones para su stellarator Eos. Antares Nuclear estudia un microrreactor en Joint Base San Antonio, Aalo Atomics propone manufactura modular y Deep Fission busca instalar reactores a una milla de profundidad. El Departamento de Energía estadounidense negocia acceso a plutonio con Oklo, Standard Nuclear, SHINE Technologies, Flibe Energy y Exodys Energy.
La IA conecta innovación y demanda. Omnia, de Patria Investments, firmó por 20 años con Casa dos Ventos para abastecer el centro de ByteDance en Pecém, respaldando 2.1 GW y 11,000 millones de reales. Google y mHUB aceleran startups, mientras Electric Era ofrece bloques CoPower de 2.5 MW, escalables a más de 100 MW.
Energía 4.0
La Energía 4.0 está dejando de ser una capa digital añadida para convertirse en el modelo operativo que conecta energía, datos, cómputo y automatización. El TIME100 de 2026 muestra esa convergencia: Saudi Aramco mantiene influencia estructural, mientras Nvidia, Alphabet, Microsoft, Meta y BYD controlan capacidades críticas de la economía digital. Iberdrola y Endesa aplican IA en pronóstico, inspecciones y mantenimiento; Plexigrid abrió en Gijón, con €1.2 millones del IDAE, un centro que integra gemelos digitales, visibilidad en tiempo real y flexibilidad automatizada.
China despliega la tecnología a escala sistémica. Sus 42 clústeres de cómputo consumieron 170,000 millones de kWh en 2025. Kunlun, de CNPC, opera en 152 escenarios y redujo algunos análisis sísmicos de 20 a tres días y sus costos más de 30%. Eco Wave Power ingresó a NVIDIA Inception para optimizar generación undimotriz, y más de 50% de las empresas energéticas españolas ya utiliza IA. En la industria, Repsol Sinopec Brasil desarrolla un gemelo digital offshore; Actemium y Rockwell Automation reportaron 17% menos consumo y US$130,000 de ahorro anual por planta al optimizar refrigeración, carga que puede representar 70% de la electricidad en alimentos congelados.
El almacenamiento ofrece la infraestructura física de esa inteligencia. En 2025 se instalaron globalmente 112 GW y 307 GWh, 48% más; China concentró 54% y Estados Unidos 16%. BNEF prevé más de 300 GW anuales hacia 2036. Energy Vault ingresó a Japón con 850 MW, Vietnam inauguró manufactura y Lion Energy se alió con American Battery Factory. La rentabilidad dependerá crecientemente del software que gestione ciclos, degradación, arbitraje y servicios auxiliares, además de la capacidad de verificar el desempeño real frente al modelo financiero.
La demanda de IA, sin embargo, tensiona la misma infraestructura. Los centros de datos consumen 6% de la electricidad estadounidense, 5.9% de la británica y cerca de 2% globalmente. Estados Unidos utilizó 183 TWh en 2024 y podría alcanzar entre 325 y 580 TWh en 2028. Goldman Sachs estima que la IA agéntica podría demandar entre 60 y 130 veces más energía, producir un déficit de 45 GW hacia 2028 y requerir 760,000 trabajadores adicionales hacia 2030. Europa enfrenta esperas de conexión de siete a diez años y hasta 13 en zonas congestionadas.
La superficie de riesgo crece en paralelo. TrendAI registró 113% más actividad maliciosa contra energía; Naturgy reconoce unos 200,000 clientes afectados por una filtración, aunque el atacante afirma poseer 1.34 millones de contratos. Europa revisa inversores solares chinos que controlan más de 220 GW; Anthropic restringió Claude Mythos y Google detectó un exploit generado con IA. Entre líneas, digitalizar no equivale automáticamente a crear valor: la ventaja parece surgir cuando IA, automatización, almacenamiento y ciberseguridad se gobiernan mediante indicadores operativos, arquitectura resiliente y responsabilidades directivas verificables.
Electromovilidad
La electromovilidad ingresó en una fase menos lineal y más competitiva. La AIE prevé 23 millones de vehículos eléctricos vendidos en 2026, alrededor de 30% del mercado mundial. China concentra dos tercios de las ventas, aunque su mercado cayó 18% en el primer trimestre y la sobrecapacidad impulsa exportaciones después de colocar 5.8 millones de vehículos en el exterior el año anterior. América Latina creció 75% y Asia-Pacífico, sin China, 80%, mientras el alza petrolera elevó 148% las ventas chilenas de eléctricos e híbridos.
Los fabricantes tradicionales están recalibrando estrategias. BMW alcanzó dos millones de VEs producidos mediante líneas flexibles; Toyota prepara cuatro modelos para Norteamérica sin abandonar híbridos. Stellantis y Leapmotor fabricarán el B10 y un Opel eléctrico en Zaragoza. Honda registró sus primeras pérdidas en 70 años, suspendió proyectos y abandonó la meta de vender exclusivamente VEs en 2040. Lotus adoptó una transición gradual y Ferrari enfrentó una caída bursátil de 8.4% tras presentar Luce. Tesla revisará 173 Cybertrucks y más de 200,000 Model 3, Y, S y X. La flexibilidad productiva y el software se convierten así en mecanismos de control de riesgo.
China ya compite también por valor tecnológico. XPENG inició operaciones en Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey con más de 2,000 refacciones; Nissan empleará plataformas chinas en Europa y marcas como Maextro S800 desafían a Mercedes-Benz y BMW. Canadá abrió una cuota anual con menor arancel, mientras Estados Unidos mantiene restricciones. BYD, fundada por Wang Chuan-Fu, conserva integración vertical, aunque su utilidad cayó 55%. Jim Farley, de Ford, reconoce la ventaja china en costo, calidad y velocidad y observa a México como una plataforma estratégica.
México acumula entre 235,000 y 250,000 vehículos electrificados, pero enfrenta una cadena industrial incompleta. Las exportaciones de VEs a Estados Unidos cayeron 69.6%, hasta US$700 millones. Olinia proyecta vehículos urbanos de 50 km/h; su precio, inicialmente comunicado desde 90,000 pesos, se acerca ahora a 150,000 y podría alcanzar 200,000 por seguridad y homologación. Puebla fabricará baterías, mientras se define ensamblaje, socio privado y propiedad intelectual. KIA invertirá más de US$600 millones en Nuevo León; JAC proyecta 30,000 unidades anuales desde 2027 en Ciudad Sahagún, con más de 1,000 empleos y entre 30% y 40% de integración nacional.
La infraestructura sigue siendo el principal cuello de botella. La red pública mexicana creció 24.6%, de 3,514 a 4,378 posiciones, y la privada 25.7%, hasta 55,224 puntos. Enerlink pasó de 20 conectores en 2024 a 390 y prevé agregar 700. Sin gestión inteligente, los VEs podrían elevar entre 20% y 30% la demanda pico urbana. Colombia cuenta con 77,215 unidades y solo 520 cargadores; requeriría 20,000 puntos y entre US$255 y US$390 millones hacia 2030. Entre líneas, el mercado de mayor rentabilidad inmediata parece estar en flotillas de alta utilización, donde vehículo, carga, energía, mantenimiento y financiamiento pueden integrarse bajo un solo contrato.
Eficiencia Energética
La eficiencia energética está recuperando relevancia como infraestructura económica: reduce costos y emisiones sin esperar nueva generación o grandes ampliaciones de red. En México, Multiva y Bancomext estructuraron 2,130 millones de pesos para cerca de 500 proyectos de generación distribuida solar con baterías, mediante project finance a 15 años y estándares ESG. CFE optimizó 45 unidades generadoras, evitó 105,979.7 toneladas de CO₂ y generó ahorros de 179.92 millones de pesos, demostrando que la mejora de activos existentes puede liberar valor con inversiones comparativamente menores.
En la industria, los motores y sistemas auxiliares concentran oportunidades relevantes. ABB plantea que equipos IE6 con variadores pueden reducir pérdidas hasta 60% frente a motores IE3 en determinadas aplicaciones. Schneider Electric integra protección, medición y diagnóstico en TeSys Tera, capaz de reducir hasta 80% los tiempos de paro mediante monitoreo de corriente, voltaje, potencia y factor de potencia, además de su conexión con SCADA y DCS. Carrier presentó soluciones para adaptar el consumo térmico industrial a la demanda real y Johnson Controls adquirió Nantum AI para fortalecer OpenBlue, reportando ahorros superiores a 10% entre clientes actuales.
Los edificios constituyen el mercado de mayor escala. Los pequeños y medianos representan cerca de 90% del parque inmobiliario y empiezan a acceder mediante IoT y SaaS a gestión remota de climatización, iluminación y refrigeración, con retornos inferiores a dos años en algunos casos. Honeywell llevará este enfoque a instalaciones de la NHL. Sin embargo, la intensidad energética mundial de los edificios disminuyó solo 8.5% entre 2015 y 2024, frente al 25% requerido; las emisiones operativas aumentaron 1%, hasta 9.9 gigatoneladas. La ONU estima que deberán movilizarse US$5.9 billones antes de 2030. En Londres, más de 12,000 oficinas necesitan modernización y podrían incumplir 78% de los inmuebles de Westminster y 71% de la City.
La política pública comienza a construir capacidades. Conuee lanzó un Plan Nacional de Capacitación para gobiernos estatales, municipales y demarcaciones de Ciudad de México; junto con Conavi formó prestadores de vivienda social en la NOM-020-ENER-2011. SEDENER y Conuee trabajarán con Tamaulipas, mientras Nuevo León replica el modelo danés Climate Partnerships mediante más de 45 proyectos en alrededor de 80 empresas. En Uzbekistán, PNUD, Japón y el Gobierno redujeron a la mitad el consumo de una clínica y proyectan 56% menos en una escuela, evitando 175 toneladas de carbón y 482 toneladas de emisiones anuales.
La IA añade potencial, pero también consumo. Un estudio sobre China encontró una relación neta de ahorro de 130.3% hacia 2040 únicamente bajo su escenario de implementación más eficiente, dependiente de aplicaciones de alto impacto, hardware adecuado y bajo PUE. Entre líneas, la eficiencia parece ofrecer uno de los retornos más inmediatos del sistema energético, pero su escala requerirá medición verificable, financiamiento paciente y casos de negocio que integren ahorro, continuidad operativa, productividad y valor inmobiliario.
