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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Hoy, más del 75% del gas con el que México produce electricidad llega desde Estados Unidos. No hay reservas estratégicas. No hay plan B activado. Y el mundo, en estos meses, se sacude. Esto es un hecho ya bien sabido.

La guerra en Medio Oriente presiona los mercados globales de energía. El país no enfrenta hoy un desabasto masivo, pero los márgenes se estrechan y los avisos se acumulan.

Aumenta riesgos en México por gas natural: qué tan cerca está el límite

El sistema tiene tres puntos de quiebre.

Primero: los inventarios. México almacena gas equivalente a apenas 2.4 días de consumo, distribuidos en tres terminales de gas natural licuado. La terminal de gas natural licuado de Altamira, junto con las de Manzanillo y Costa Azul, concentra esa reserva mínima. La meta oficial era llegar a cinco días de almacenamiento para 2026; ese objetivo no se alcanzó por ahora.

Segundo: el precio. La Secretaría de Energía (SENER) proyectó escenarios de hasta 8 dólares por MMBtu para este año, un nivel que encarece la generación eléctrica y empuja los subsidios al límite. Las coberturas financieras de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) protegen alrededor del 60 al 65% del consumo diario frente a picos de precio, pero no blindan contra la escasez física.

Tercero: el corredor de abasto. Si Estados Unidos redirige volúmenes de gas natural a Europa o Asia —algo que los analistas consideran posible si la tensión en torno al estrecho de Ormuz escala y reconfigura los flujos globales de GNL—, México recibirá menos y pagará más, sin alternativas reales a corto plazo.

Lo que ya pasó y lo que puede repetirse

Durante la tormenta invernal de 2026, CFE reconoció en comunicados internos que las bajas temperaturas en el sur de Estados Unidos podían interrumpir entregas y elevar el precio del gas de un día para otro. No fue una alerta teórica: fue operativa, directa y sin margen de maniobra, el SISTRANGAS fue declarado en alerta crítica y se tuvo que recurrir a apagones escalonados.

La Península de Yucatán, que depende de un gasoducto único, ya vivió apagones por fallas en el suministro. Ese patrón no desapareció; solo espera condiciones para repetirse.

El gobierno reconoce el problema

La presidencia señaló públicamente que el gas natural es hoy la gran “pendiente” de la soberanía energética. CFE tiene más de 28 mil MW de capacidad que no usa gas —hidroeléctricas, nuclear, carbón, renovables— y eso da margen ante cortes parciales. Pero la generación basada en gas sigue creciendo, y el almacenamiento estructural no avanza al mismo ritmo.

Sin nuevas terminales de regasificación, sin gasoductos hacia fuentes alternas y sin reservas suficientes, el sistema aguanta mientras el clima coopera y los mercados no se disparan. Cuando alguna de esas condiciones falla, el margen desaparece rápido.

México produce electricidad mayoritariamente con gas. Y ese gas llega de un solo vecino, por gasoductos que cruzan zonas climáticamente inestables. Así están las cosas.

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CNA niega permiso a New Fortress: el fallo que frena una expansión clave

De acuerdo con documentos en poder de Forbes México, la CNE determinó que la empresa incumplió requisitos esenciales para operar el ducto, impidiendo con ello el servicio de transporte de gas natural hasta que obtenga una nueva autorización.

“México FLNG Onshore no podrá prestar el servicio de transporte por ducto de gas natural hasta que cuente con el permiso correspondiente”, afirmó Gilberto Lepe Sáenz, titular de la Unidad de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía (SENER).

El funcionario precisó que la compañía aún puede presentar una nueva solicitud acompañada del pago correspondiente, aunque el proceso deberá subsanar los errores que derivaron en la negativa.

Un compromiso de inversión que pierde ritmo

En junio de 2022, durante una reunión entre el entonces presidente Andrés Manuel López Obrador y 16 directivos del sector energético de Estados Unidos, Wes Edens, fundador de New Fortress Energy, anunció una inversión estimada en tres mil millones de dólares para el desarrollo de infraestructura de gas natural en México.

De esa promesa surgieron tres proyectos, entre ellos el de Altamira, Tamaulipas, donde New Fortress Energy FLGN Altamira planea construir una planta de licuefacción de gas natural flotante en aguas del Golfo de México, a unos 15 kilómetros de la costa.

La iniciativa forma parte del ambicioso plan de la empresa estadounidense para fortalecer el suministro de gas natural licuado hacia Europa y Asia.

Los detalles técnicos que costaron el permiso

El expediente técnico presentado por México FLNG Onshore ante la Comisión Reguladora de Energía (CRE) el 2 de agosto de 2024, describe un ducto de 10 kilómetros de longitud y una capacidad inicial de 235 millones de pies cúbicos estándar por día, ampliable a 705 millones.

Sin embargo, los reguladores detectaron discrepancias sustanciales en la longitud del ducto entre distintos documentos, lo que comprometió la consistencia técnica de la propuesta.

“La solicitante presenta discrepancias en esta variable fundamental, lo cual compromete la integridad y consistencia de la información técnica evaluada”, señala el dictamen.

De acuerdo con la CNE, la falta de uniformidad en las medidas del ducto impide una evaluación confiable sobre su alcance operativo y los riesgos asociados al transporte de gas natural.

“En consecuencia, omite cumplir con los requisitos establecidos en la normatividad aplicable”, concluye la resolución.

El papel de las filiales y la relación con CFE

El proyecto New Fortress Energy FLGN Altamira está respaldado por FLNG Global Production Co. Limited y NFE International Holding Limited, ambas fundadas por Chris Guinta, exdirector financiero de la compañía estadounidense. Estas firmas se asociaron con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para desarrollar la planta flotante de licuefacción frente a las costas de Tamaulipas.

A pesar de la negativa, la red corporativa de New Fortress Energy mantiene operaciones activas en Baja California Sur, Tamaulipas y Veracruz, lo que demuestra su interés sostenido en consolidar una ruta energética estratégica dentro del país.

Para más información sobre las operaciones globales de la compañía, consulta New Fortress Energy y su proyecto New Fortress Energy FLGN Altamira.

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Durante su participación en el panel “Tamaulipas, plataforma logística de México” dentro de la Expo Made In Tamaulipas, Karen Guillén Medina, gerente de comercialización de la ASIPONA, anunció que ambos proyectos impulsarán un crecimiento sustancial del puerto:

“El siguiente año traemos la apertura de nuestra nueva línea de negocios de hidrocarburos. Ya hay dos terminales, una que está por terminar y otra que está lista para empezar a operar. Esperemos en 2026 incrementar casi tres millones de toneladas anuales”, destacó.

Altamira, punto logístico estratégico para Valero y Huasteca Fuel Terminal

La terminal de Valero en Altamira, desarrollada junto con la firma local OTM Mex Plus, tiene una capacidad de 1.1 millones de barriles de combustibles y se perfila como un nodo esencial para la distribución en el norte y centro del país.

De acuerdo con Gerardo Hernández Vargas, director de Relaciones Gubernamentales y Públicas de Valero, esta infraestructura permitirá abastecer Tamaulipas, Veracruz y otras regiones, además de servir como respaldo logístico para la terminal veracruzana.

“El mercado mexicano lo vemos con mucha seriedad. Altamira es estratégica para atender el norte del país y el sur del Estado; desde ahí podemos mover producto por tren y garantizar el abasto en distintas zonas”, señaló el directivo.

En paralelo, el proyecto de Huasteca Fuel Terminal avanza a más del 70% y contempla ocho tanques de almacenamiento y vías ferroviarias propias, lo que permitirá agilizar el traslado y mejorar los tiempos de respuesta en la cadena de suministro.

El potencial de ambas terminales no solo fortalece la vocación energética del puerto, sino que también proyecta una reconfiguración del mapa logístico en la franja norte del Golfo de México.

Altamira apuesta por almacenamiento privado de hidrocarburos ante un mercado desafiante

Pese a las expectativas de crecimiento, Guillén Medina reconoció que el contexto actual no ha sido sencillo:

“Este año fue muy complicado para todos los mercados. Específicamente en el puerto de Altamira tenemos una baja de más del 50% en carga general”, admitió.

El tercer trimestre de 2025 registró 2 millones 35 mil 614 operaciones marítimas de comercio exterior, según datos de la Agencia Nacional de Aduanas de México (ANAM).
Las aduanas de Manzanillo, Veracruz, Lázaro Cárdenas y Altamira concentraron el 85.4% de esos movimientos, con Manzanillo encabezando la lista como principal recinto portuario del país.

Aun con esta contracción en carga general, el viraje hacia el almacenamiento energético privado apunta a ser la respuesta estratégica de Altamira para diversificar su actividad económica y estabilizar su flujo operativo.

Aduanas fronterizas: un balance del movimiento comercial

El dinamismo portuario ocurre mientras las aduanas terrestres continúan dominando el flujo total de mercancías.
De las 16 millones 134 mil 901 operaciones de comercio exterior registradas este año, las seis aduanas fronterizas más activas —Nuevo Laredo, Tijuana, Ciudad Juárez, Reynosa, Nogales y Piedras Negras— concentraron más del 80% del total nacional, de acuerdo con la ANAM.

Esta concentración evidencia que los puertos marítimos, aunque estratégicos, enfrentan el reto de adaptarse a un entorno comercial más competitivo y regulado. En ese contexto, Altamira busca diferenciarse no solo por su ubicación, sino por su apuesta en el sector energético.

Proyección energética: más allá del almacenamiento

El impulso al almacenamiento privado de hidrocarburos abre una nueva etapa para el sistema portuario nacional.
La sinergia entre la ASIPONA, empresas privadas como Valero, y las regulaciones federales podría detonar una red de distribución más eficiente y resiliente, alineada con los objetivos de soberanía energética y desarrollo regional.

Tamaulipas, por su posición geográfica y su conectividad ferroviaria, podría convertirse en el epicentro logístico del flujo energético del Golfo, siempre que las inversiones y la coordinación institucional se mantengan firmes.

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