México: el nuevo puente gasero a Asia no es una idea que haya surgido de un plan maestro, sino de una suma de factores: la abundancia de gas en Estados Unidos y Canadá, la posición geográfica mexicana y una red de gasoductos que ya se extendió desde la frontera norte hasta el litoral del Pacífico. Mientras el Tratado de Libre Comercio de Norteamérica (T-MEC) reordena la relación económica entre los tres socios, el mapa energético se acomoda alrededor de un proyecto concreto: usar el territorio mexicano como corredor para que el gas norteamericano cruce el continente y termine en buques metaneros rumbo a Asia. México: el nuevo puente gasero a Asia, aparece así como un país que no vende solo moléculas, sino rutas, puertos e infraestructura.

Un corredor de gas que mira a Asia

La ruta del gas natural, que va desde la Cuenca Pérmica en Texas hasta las costas mexicanas, podría alargarse hasta Asia. El combustible cruza la frontera por ductos ya operativos, sigue por gasoductos internos y desemboca en puntos del Pacífico y del Golfo preparados para convertirlo en gas natural licuado. Desde ahí, la molécula pudieran embarcarse hacia China, Japón, Corea del Sur o India, con la ventaja de evadir los cuellos de botella del Canal de Panamá y recortar tiempos de viaje.

Saguaro Energía y el nuevo rostro del Pacífico

En Sonora, el proyecto Mexico Pacific/Saguaro Energía se convirtió en símbolo de esa apuesta. El complejo se levanta en Puerto Libertad con la mira puesta en exportar decenas de millones de toneladas de gas natural licuado cada año, alimentado por gasoductos que atraviesan el país desde el norte. La obra promete empleo, inversión y movimiento constante de buques, pero también arrastra dudas locales sobre impacto ambiental, uso del agua y cambios en el territorio. En el otro extremo del Pacífico mexicano, la terminal Costa Azul LNG, operada por Sempra en Baja California, se expande para asegurar contratos de largo plazo con clientes asiáticos que buscan suministro estable.

T-MEC, reguladores y empresas en tensión

Detrás de cada ducto hay una disputa regulatoria. El T-MEC no incorpora un capítulo energético formal, pero sí fija reglas sobre inversión, solución de controversias y trato a empresas del Estado que influyen de lleno en el sector. A partir de ese marco, corporaciones como TC Energy presionan para que la revisión del acuerdo en 2026 incluya disposiciones energéticas más detalladas que recorten la discrecionalidad regulatoria y blinden proyectos millonarios. Del lado mexicano, la política pública privilegia a las empresas estatales y revisa permisos privados, lo que abre fricciones con inversionistas que reclaman certeza y trato parejo.

Una apuesta con costo climático

México: el puente gasero a Asia llega en plena transición energética global. Para México: el corredor promete nuevas rentas por transporte, servicios portuarios e infraestructura, además de un papel central en la seguridad energética de Norteamérica. Al mismo tiempo, refuerza la dependencia de combustibles fósiles en un momento en que los compromisos climáticos exigen acelerar la reducción de emisiones. Entre consultas del T-MEC, oposiciones locales y balances de riesgo, el país queda en medio: puente indispensable para otros y territorio donde se sienten los costos ambientales y sociales de cada decisión.

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Ya hay plan de almacenamiento de gas natural, la apuesta es tan simple de enunciar como compleja de ejecutar: pasar de un colchón de apenas 2.5 días de inventarios a una reserva estratégica de al menos 10 días, con la mira puesta en superar con holgura ese umbral en los próximos años. En un sistema donde casi 70% del gas que llega a México depende de los ductos que vienen desde Texas, cada hora sin flujo se traduce en vulnerabilidad para la generación eléctrica y la actividad industrial.​

El Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas) colocó este objetivo en el centro de su Plan Quinquenal Sistrangas 2025-2029, ya en etapa de revisión final por parte de la Secretaría de Energía, con la intención de que el almacenamiento de gas deje de ser el “eslabón débil” de la seguridad energética nacional.​

El giro estratégico: de 2.5 a más de 10 días

El director general de Cenagas, Cuitláhuac García, ha sido claro en el mensaje: el piso mínimo de 10 días es apenas el inicio, la tirada es ir “a más de 10 días, incluso mucho más”, aprovechando la ventana de tiempo antes de que una nueva crisis de precios o un choque geopolítico vuelva a elevar la factura del energético. Hoy, la reserva disponible se sostiene en buena medida en el gas que queda dentro de los ductos, un margen que se agota rápido cuando hay una interrupción en los flujos transfronterizos.​

La ruta técnica ya está trazada: el plan contempla usar yacimientos agotados y cavernas salinas como espacios subterráneos de almacenamiento, tecnologías que otros países han probado durante décadas para amortiguar emergencias, picos de demanda y fallas de infraestructura sin apagar turbinas ni detener plantas industriales.​

Cavernas, yacimientos e inversión

El diseño del nuevo esquema obliga a una mezcla de recursos públicos y privados, porque los proyectos no solo requieren infraestructura nueva, también rehabilitar activos que hoy operan al límite o están subutilizados. Desde el lado federal, el propio Cenagas ha calculado que sólo en ductos, rehabilitaciones y obras complementarias podrían requerirse decenas de miles de millones de pesos en este sexenio, en un contexto de presiones presupuestales y múltiples prioridades compitiendo por el mismo peso.​

El gobierno plantea que el Estado aporte el “lugar” —yacimientos agotados o infraestructura que Pemex conoce bien— y que la inversión privada se concentre en las obras, la tecnología y la operación especializada, bajo reglas que garanticen que el almacenamiento estratégico esté disponible cuando se declare una contingencia.​

Zonas estratégicas y mapa del gas

El Sistrangas, la red pública de ductos operada por Cenagas, también entra en fase de reacomodo para acompañar el plan de almacenamiento y la nueva geografía de la demanda. La expansión se concentrará en regiones donde el apetito industrial va en ascenso o donde hoy la infraestructura es insuficiente: Tamaulipas, como nodo clave de entrada de gas importado, encabeza la lista, seguido de entidades como Puebla, Chiapas, Veracruz y Oaxaca, ligadas al desarrollo del corredor Transístmico y a proyectos logísticos que necesitan energía firme para despegar.​

En el norte, se proyectan refuerzos en los ductos Baja California–Sonora y una conexión adicional en Sonora para acompañar los planes de generación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que ya perfila nuevas centrales de ciclo combinado ancladas al gas. Sobre este telón de fondo, el anuncio realizado durante el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025 funcionó como un anticipo político y técnico de hacia dónde se moverá la infraestructura de transporte y almacenamiento de aquí a la próxima década.​

Tres regiones, una misma urgencia

El almacenamiento estratégico ya no se piensa como un solo “gran tanque”, sino como un sistema dividido en tres zonas —norte, centro y sur— para acercar la molécula a más regiones y evitar que un problema en Estados Unidos deje al país entero al borde del apagón. La lógica es sencilla: si una falla en Texas cierra la llave principal, el sistema debe ser capaz de aislar el impacto y atender prioridades críticas —electricidad, hospitales, industria esencial— con el gas que esté resguardado tierra adentro.​

Esta regionalización también busca corregir desequilibrios históricos: mientras el norte ha acumulado gasoductos y proyectos de exportación, el sur-sureste aún padece cuellos de botella para transformar su potencial gasero en suministro fiable y competitivo para la industria local.​

Pemex, producción y la apuesta por el gas nacional

Otro movimiento que juega a favor del nuevo esquema es la reciente recuperación en la producción de gas natural de Pemex, cuyo aporte al Sistrangas habría pasado de alrededor de 34% a 40% en los últimos meses, de acuerdo con el propio Cenagas. Ese incremento no borra la dependencia de las importaciones, pero sí empieza a mover la aguja del balance entre gas importado y gas nacional, abriendo espacio para usar el almacenamiento como una especie de “válvula de equilibrio” entre ambas fuentes.​

Sin embargo, buena parte del gas asociado a la producción petrolera sigue sin aprovecharse por falta de infraestructura para capturarlo y transportarlo, lo que desemboca en quemas en campo y emisiones que podrían haberse evitado. Para corregir ese cuello de botella, Cenagas ha puesto en el radar un proyecto estratégico en el centro de Veracruz que permitiría captar gas que hoy no llega a la red, convertirlo en suministro utilizable y alimentar tanto a la industria como a las futuras cavidades de almacenamiento.​

Prosener, reglas y tiempos

Mientras la Secretaría de Energía concluye la revisión del Plan Quinquenal Sistrangas 2025-2029, el sector energético observa de cerca el siguiente paso clave: la publicación del nuevo Programa de Sector Energético (Prosener), que fijará los criterios de planeación a los que deberá alinearse cada ducto, cada caverna y cada peso invertido. La gran incógnita es el calendario: especialistas advierten que, dependiendo del tipo de infraestructura elegida, alcanzar inventarios de más de 10 días podría tomar entre 5 y 10 años, un horizonte que exige continuidad regulatoria y disciplina en la ejecución.​

En un contexto de electrificación acelerada, competencia por inversiones industriales y señales de mayor volatilidad internacional, el plan de almacenamiento de gas natural se vuelve una prueba de fuego para la política pública: o México consolida un escudo energético propio, o seguirá mirando el termómetro de Texas antes de calcular el riesgo de quedarse sin gas.​

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El Plan para exportar gas natural a Asia de TC Energy entró en la agenda pública con una fuerza inesperada. En medio de las consultas previas a la revisión del T-MEC en julio de 2026, la empresa planteó que México podría convertirse en puente estratégico para que el gas estadounidense llegue a los mercados asiáticos con mayor rapidez y menores costos. Lo que hace unos años sonaba a aspiración, hoy avanza como una hoja de ruta con implicaciones trilaterales.

En esencia, la propuesta dibuja un corredor energético donde participan México, Estados Unidos y Canadá: plantas de procesamiento en territorio mexicano, gas proveniente de Estados Unidos y capital canadiense dispuesto a invertir. El planteamiento, explicado por TC Energy, no solo busca eficiencia logística, sino reordenar prioridades regionales en un mercado que se mueve a la velocidad del cambio geopolítico.

El atractivo de una integración más profunda

La empresa argumenta que los productores norteamericanos, especialmente los instalados en la Cuenca Pérmica, podrían maximizar su ventaja geográfica si las políticas regulatorias se alinean mejor entre ambos lados de la frontera. En un documento enviado al USTR, TC Energy señala que la integración energética aún tiene barreras, pero también una oportunidad evidente: una demanda creciente en Asia dispuesta a pagar por gas confiable y disponible.

A pesar de que varias plantas de Gas Natural Licuado se han propuesto en México durante la última década, solo un proyecto de tamaño mediano ha logrado alcanzar la Decisión Final de Inversión. Para la empresa, esto demuestra que el interés existe, pero la consolidación como eje exportador sigue en desarrollo. Es un recordatorio de que, en energía, los proyectos avanzan en el filo entre financiamiento, permisos y estrategia nacional.

Plan para exportar gas natural a Asia de TC Energy: por qué México importa

México tiene una ventaja difícil de ignorar: su cercanía con la Cuenca Pérmica le permite acceso a gas abundante y de bajo costo. Y Texas, a su vez, se beneficia de la compra de excedentes de gas de esquisto, que de otro modo sería quemado. Es un intercambio que, aunque técnico, sostiene industrias completas y evita desperdicio energético.

De hecho, 75% del gas natural que se consume en México se importa desde Estados Unidos a través de gasoductos transfronterizos. Entre ellos destaca el Southeast Gateway, recién terminado por TC Energy, cuya inversión de 3,900 millones de dólares apunta a transformar el sureste mexicano en un nodo de desarrollo energético.

En esta conversación, el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) subraya que el acceso al gas natural es inseparable del proyecto económico nacional, una afirmación que, más que un dato, confirma la relevancia estratégica del energético en el país.

Una solución logística con destino asiático

Las exportaciones estadounidenses de GNL hacia Asia dependen, en su mayoría, de la costa del Golfo de México. Pero esa ruta implica costos más altos y tiempos de envío casi duplicados respecto a una salida desde territorio mexicano. Para los productores, ese diferencial puede determinar la viabilidad financiera de un embarque.

De acuerdo con la empresa, los tiempos de transporte desde la costa oeste de México hacia Asia rondan las dos semanas. Desde el Golfo, tardan más de tres. En un mercado donde cada día suma costos de almacenamiento y fletes, esta semana adicional se vuelve una barrera.

La idea detrás del Plan para exportar gas natural a Asia de TC Energy es clara: si la geografía ya ofrece una ventaja, la infraestructura debe ponerse al día.

Lo que sigue: negociación, inversión y política

Aunque el planteamiento suena pragmático, requiere algo más complejo: acuerdos binacionales, inversión privada y un alineamiento regulatorio que, históricamente, avanza lento. La revisión del T-MEC será un momento crucial para definir si el proyecto se convierte en ruta firme o permanece como propuesta estratégica.

Para México, la discusión abre una ventana. No se trata solo de exportar gas: se trata de asumir un papel más activo en la arquitectura energética del continente, con beneficios económicos tangibles y retos regulatorios evidentes.

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