Se anuncian grandes inversiones en gasoductos para México. Arrancó una de las apuestas más ambiciosas de su historia reciente en infraestructura energética. Este jueves, en la conferencia mañanera, la Secretaría de Energía presentó el “Plan de Gasoductos” del gobierno de Claudia Sheinbaum, donde CFE y CENAGAS pusieron sobre la mesa compromisos de inversión que suman más de 140 mil millones de pesos para ampliar y modernizar la red nacional de ductos.

Seis de cada diez kilovatios sale de esa red

El gas natural mueve cerca del 60% de la electricidad que consume México. Con ese dato sobre la mesa, la titular de la Secretaría de Energía (SENER), Luz Elena González Escobar, presentó un plan que busca reducir la dependencia ante posibles cortes desde Estados Unidos y respaldar la expansión industrial del país.

La red nacional de gasoductos suma hoy unos 21,149 kilómetros. De ese total, CFE opera alrededor del 36% y CENAGAS el 48%, según cifras de la propia Sener. El plan reconoce que esa infraestructura tiene tramos viejos, zonas de baja presión y corredores que no alcanzan a cubrir los nuevos polos de desarrollo industrial.

Se anuncian grandes inversiones en gasoductos desde dos frentes

CFE: nueve ductos nuevos para 13 plantas

La Comisión Federal de Electricidad destinará 53 mil 812 millones de pesos al desarrollo de nueve nuevos gasoductos. Esas obras están diseñadas para alimentar 13 centrales eléctricas que, entre 2026 y 2027, sumarían casi 8,000 megavatios de capacidad adicional al sistema eléctrico nacional. El énfasis está en asegurar que las plantas de generación de CFE tengan suministro constante, sin depender de la infraestructura existente que ya opera al límite en varias regiones.

CENAGAS: modernización a fondo

Del mismo modo, el Centro Nacional de Control del Gas natural (CENAGAS) obtuvo 87 mil 93 millones de pesos para tres nuevos gasoductos y 41 proyectos de rehabilitación y mantenimiento. Entre las obras emblemáticas del plan destaca la renovación del gasoducto de Reynosa que sustituirá 58 kilómetros de tubería vieja, además de trabajos en el corredor interoceánico, incluyendo Coatzacoalcos 2 en el Istmo de Tehuantepec, que acompañará el crecimiento de los polos de bienestar en esa zona.

Los planes explicados

Es sencillo: sin gas no hay electricidad suficiente para el crecimiento industrial que el país requiere. Las nuevas centrales de CFE necesitan ductos propios; los corredores industriales en el sureste necesitan presión y volumen garantizados; y la red necesita reparaciones que se postergaron por años.

SENER calificó el compromiso como una inversión “histórica” en transporte de gas natural, clave para la soberanía y seguridad energética. El plan completo se extenderá a lo largo del sexenio, con obras que arrancan en 2025 y concluyen en etapas hasta 2030.

Lo que queda sin resolver, al menos por ahora, es la pregunta sobre la diversificación de fuentes: buena parte del gas que correrá por estos ductos seguirá llegando desde Texas. La infraestructura nueva reduce el riesgo de cuellos de botella internos, pero la dependencia del suministro externo sigue siendo la misma. No habrá de esa manera soberanía energética.

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La apuesta energética que ya devuelve cifras

Doce meses bastaron. La planta flotante de licuefacción de gas natural ubicada en Altamira, Tamaulipas, cerró su primer año de operaciones con exportaciones por 868.2 millones de dólares —una suma que cubre cerca de un tercio del costo total del proyecto desarrollado por New Fortress Energy en alianza con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

El proyecto arrancó con una inversión estimada en 1,000 millones de dólares para la primera etapa, que comprende tres plataformas elevadoras de licuefacción. Si se toma como base la expansión potencial del conjunto de plantas, la cifra escala hasta 5,500 millones de dólares. Bajo esa segunda lectura, los ingresos del primer año representan exactamente eso: un tercio del camino recorrido.Cómo opera la planta de GNL de Altamira

La terminal trabaja con tecnología de licuefacción flotante —conocida como Fast LNG— que convierte el gas natural en estado líquido para transportarlo en buques metaneros hacia mercados internacionales. Esta modalidad recorta tiempos de construcción frente a las plantas terrestres convencionales y permite ajustar capacidad sin levantar infraestructura desde cero.

El contrato entre la CFE y New Fortress Energy tiene una duración de 15 años. Durante ese periodo, los ingresos proyectados para la paraestatal mexicana llegan a los 5,730 millones de dólares —una cifra que supera con holgura el Capital Expenditure o Gasto de Capital (CAPEX) de la primera fase.

New Fortress Energy y la CFE, socios en Tamaulipas

New Fortress Energy llegó a México con un modelo que ya probó en otras regiones: instalar capacidad de licuefacción cerca de fuentes de gas barato y conectarla con mercados que pagan precios de exportación. Altamira cumple esa condición. El puerto industrial de Tamaulipas tiene acceso al gasoducto nacional y salida directa al Golfo de México, lo que abarata el traslado del producto hasta los buques.

El gas natural licuado como producto de exportación

El gas natural licuado se mueve hoy entre los energéticos con mayor crecimiento en comercio internacional. Europa diversificó proveedores tras la crisis de suministro de 2022, y Asia mantiene una demanda sostenida. México entró tarde a ese mercado, pero Altamira le abrió una ventana que hasta hace tres años no existía.

Planta de GNL de Altamira: lo que viene

El primer año fue la prueba. La planta de GNL de Altamira operó sin los tropiezos que suelen acompañar los arranques de proyectos de este tamaño. Los números lo sostienen: 868.2 millones de dólares en exportaciones no son un accidente logístico —son el resultado de una cadena que funcionó.

La pregunta que queda sobre la mesa no es si el proyecto fue viable. Es si México tiene capacidad para replicarlo antes de que el mercado global de GNL cambie de forma.

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Usar fracking en México podría resultar costoso para el erario y el territorio

El gobierno de Claudia Sheinbaum abrió formalmente la puerta a extraer gas y petróleo de yacimientos no convencionales mediante fractura hidrológica. El reducir la dependencia del gas importado desde Estados Unidos, que hoy representa alrededor del 75% del consumo nacional es el motivo. Petróleos Mexicanos y la Secretaría de Energía trabajan ya en una hoja de ruta para destinar recursos a estos yacimientos como condición para cumplir metas de producción al final del sexenio.

Lo que el gobierno no detalla con la misma claridad son los números detrás de esa apuesta.

El precio de cada pozo

Cada pozo de fractura hidrológica o fracking en México puede costar entre 20 y 25 millones de dólares, según estimaciones de organizaciones ambientales y estudios especializados. Eso incluye la complejidad técnica, el número de etapas de fractura y la infraestructura de apoyo. Para comparar: en campos convencionales, Petróleos Mexicanos (PEMEX) extrae un barril a un costo que ronda los 14 o 15 dólares, muy por debajo de lo que exige cualquier proyecto de lutitas.

Además, por cada unidad de energía que se invierte en fracking, se recuperan aproximadamente cinco. En proyectos tradicionales, esa relación llega a 20. Es decir, se gasta mucho más para sacar menos.

Agua escasa, pozos sedientos

Usar fracking en México podría resultar costoso también en términos hídricos. Cada pozo consume millones de litros de agua mezclados con arena y químicos para fracturar la roca a profundidades de entre 1,000 y 5,000 metros. El problema: buena parte del potencial no convencional del país se concentra en el norte y noreste, zonas que ya cargan con estrés hídrico. Ahí, el agua compite con el consumo humano, la agricultura y la industria.

A eso se suman los riesgos documentados de contaminación en mantos acuíferos por fugas, cementaciones deficientes o manejo descuidado de las aguas de retorno, cargadas con químicos y metales. También se registran emisiones de metano y compuestos orgánicos volátiles que deterioran el aire.

Comunidades en el camino

En estados como Tamaulipas, Veracruz y la cuenca Tampico-Misantla, organizaciones como la Alianza Mexicana contra el Fracking documentaron resistencia social desde que Pemex recibió asignaciones en esas zonas. Los conflictos no son abstractos: se traducen en retrasos de proyectos, litigios, compensaciones y trabajo constante de contención. Eso también se paga.

Estudios en México describen potenciales afectaciones a la salud pública por exposición a químicos, aumento de tráfico pesado, ruido y polvo en zonas rurales. Las comunidades cercanas a proyectos similares reportan enfermedades respiratorias y dermatológicas.

Quedamos en que no, pero al final sí

Claudia Sheinbaum reconoció públicamente que el fracking es una técnica dañina y tóxica. Aun así, avaló la exploración de yacimientos no convencionales bajo el argumento de la soberanía energética. El gobierno anunció un comité científico para evaluar tecnologías de menor daño ambiental antes de activar proyectos, pero los críticos señalan que los costos estructurales no desaparecen con mejores prácticas.

Cada peso que va al fracking es un peso que no llega a infraestructura renovable, que tiene costos operativos menores, no depende del gas natural importado y reduce emisiones. Esa es la cuenta que el gobierno todavía no presenta.

¿Cuántos pozos necesitaría Pemex para mover la aguja en producción, y a qué precio por barril cerrarían esos proyectos sin subsidios?

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