Las estimaciones oficiales difundidas por autoridades energéticas apuntan a que ese pico representaría un punto de inflexión: si los planes de incorporación de energía solar y eólica avanzan conforme a lo programado, el consumo de gas para la generación podría comenzar a moderarse en los años siguientes. Sin embargo, la materialización de esa curva descendente depende de variables que aún están en disputa: la velocidad de ejecución de proyectos, el financiamiento disponible y la evolución de los precios internacionales del propio gas.

Una dependencia del 75%: el talón de Aquiles energético de México

El trasfondo del posible récord de 2027 no puede entenderse sin considerar la estructura de abasto que sostiene al sector energético mexicano. De acuerdo con datos oficiales divulgados en 2026 por la Secretaría de Energía. Esto es, aproximadamente tres de cada cuatro unidades de gas natural que se consumen en el país provienen del exterior, principalmente de Texas y California, a través de una red de gasoductos de interconexión fronteriza.

Esta proporción cobra especial relevancia cuando se considera que México utiliza alrededor de 9,000 millones de pies cúbicos diarios de gas en su conjunto, y que el sector eléctrico es el consumidor de mayor peso dentro de esa cifra. En términos prácticos, ello significa que cada vez que la demanda de electricidad sube —por temperaturas extremas, por crecimiento industrial o por la sustitución de otras fuentes— las necesidades de gas importado se incrementan de forma proporcional.

México: récord de consumo de gas natural para electricidad 2027, dependencia extrema

El año que viene será el pico

La vulnerabilidad de ese modelo quedó expuesta en febrero de 2021, cuando las tormentas invernales que azotaron Texas interrumpieron el flujo de gas hacia México y provocaron cortes masivos de electricidad en varios estados del norte del país. Ese episodio, conocido como la crisis de Úri, advirtió con claridad sobre los riesgos de depender de una sola fuente de suministro exterior, sin capacidad de almacenamiento estratégico suficiente para absorber interrupciones.

A ello se suma la exposición a la volatilidad del mercado estadounidense. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) prevé que el precio de referencia Henry Hub —el indicador más utilizado para contratos de gas en Norteamérica— se sitúe en torno a los 3.50 dólares por millón de BTU durante 2026 y escale a cerca de 4.60 dólares en 2027, justo el año del pico de consumo proyectado para México. Esa alza potencial en los precios trasladaría costos adicionales a la generación eléctrica. Lo que viene acompañado de posibles repercusiones en tarifas y en las finanzas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La apuesta por más ductos: 23,289 kilómetros de red para 2030

Como parte de la estrategia para reducir los cuellos de botella que limitan el transporte interno del combustible, el gobierno federal ha planteado un plan de expansión de la red nacional de gasoductos. La información pública presentada en 2026 indica que el país opera actualmente 21,149 kilómetros de ductos para gas natural, y que la meta oficial es ampliar esa infraestructura hasta los 23,289 kilómetros para 2030, con una inversión estimada en 140,904 millones de pesos.

El plan contempla la construcción de once nuevos tramos, además de trabajos de mantenimiento y modernización en los corredores ya existentes. En su ejecución participan la CFE y el Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS), organismo responsable de la gestión del sistema de transporte. Una parte significativa de esa infraestructura nueva entraría en servicio entre 2026 y 2027, lo cual es relevante porque coincide con el periodo de mayor presión sobre la demanda de gas para generación.

Para las regiones industriales del norte y el Bajío, así como para las zonas urbanas con mayor concentración de consumo, la disponibilidad de ductos suficientes marcará la diferencia entre un suministro estable y potenciales restricciones. En ese sentido, la infraestructura no es solo logística: es también una condición habilitadora para que el sistema eléctrico funcione sin interrupciones mientras la transición energética avanza.

La paradoja que señalan analistas del sector es que ampliar la capacidad de transporte de gas podría, al mismo tiempo, incentivar un mayor consumo del combustible en el corto plazo, lo que retardaría el desplazamiento hacia fuentes más limpias. Ese dilema entre seguridad de suministro inmediata y descarbonización estructural define gran parte del debate energético en México y en otros países de la región.

Renovables al alza, pero el gas mantiene el pulso del sistema eléctrico

Las autoridades energéticas mexicanas han insistido en que el máximo de consumo de gas proyectado para 2027 sería una cima temporal, no una tendencia permanente. La Secretaría de Energía ha indicado que la estrategia de largo plazo busca elevar la participación de la generación limpia desde el nivel actual de alrededor del 24% hasta el 38% para 2030. Lo cual se logrará apoyada en la entrada de nuevas plantas solares y parques eólicos.

Ese objetivo implica un cambio estructural de magnitud considerable en un sistema que durante décadas construyó su capacidad instalada sobre termoeléctricas de gas, combustóleo y carbón. La transición, no obstante, enfrenta obstáculos concretos: la lentitud en los procesos de licitación, la incertidumbre regulatoria que ha frenado inversiones privadas en generación renovable desde 2021, y la necesidad de adaptar la red de transmisión para integrar fuentes de generación distribuida y variable.

Desde una perspectiva latinoamericana más amplia, el dilema mexicano es parte de una tensión compartida con otros países de la región: la urgencia de contar con electricidad firme, asequible y confiable en el corto plazo choca con los compromisos de reducción de emisiones asumidos en acuerdos internacionales. El gas natural suele presentarse en esos debates como un combustible de transición —menos contaminante que el carbón, pero no neutro en carbono— cuya vigencia prolongada genera cuestionamientos desde la comunidad científica y organismos como la Agencia Internacional de Energía (AIE), que advierte que ningún nuevo proyecto de combustibles fósiles es compatible con un escenario de cero emisiones netas para 2050.

Lo que viene: infraestructura, precios y renovables como termómetro

Durante los próximos trimestres, tres variables serán determinantes para saber si la proyección de 2027 se confirma y si el pico se convierte en un genuino punto de quiebre hacia una matriz más diversificada.

En primer lugar, el avance concreto de las obras de gasoductos anunciadas: los retrasos en la ejecución de infraestructura energética en México tienen antecedentes documentados, y cualquier demora podría traducirse en restricciones de suministro en el período de mayor demanda previsto. En segundo lugar, la evolución de los precios del gas en el mercado estadounidense determinará el impacto financiero real del pico de consumo para las empresas y para las tarifas eléctricas. Finalmente, la velocidad con que los proyectos de energía solar y eólica entren en operación será la señal más clara sobre si México está efectivamente en camino de reducir su dependencia del gas o si simplemente la difiere hacia años posteriores.

El récord proyectado para 2027 es, en ese sentido, mucho más que una estadística.  Años de decisiones políticas, inversiones postergadas y rezagos estructurales definen la trayectoria energética del país en una década crítica.

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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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El Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS) salió al frente tras la publicación del diario Reforma, que afirmó que el mantenimiento del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) cayó en 2024 y 2025 y que apenas se habían ejercido unos cuantos millones de pesos. En su versión, el operador del transporte de gas natural expone un programa de inversión que rebasa los 32 mil millones de pesos entre 2025 y 2030, anclado en contratos multianuales y obras que ya caminan.

El plan cubre mantenimiento, modernización, rehabilitación y expansión de ductos y estaciones de compresión, con impacto directo en el suministro a la industria eléctrica, fábricas, refinerías y empresas de distribución. CENAGAS detalla una millonaria inversión que, según su propio relato, apunta a reforzar la columna vertebral del gas en México, más allá de una sola partida anual etiquetada en el presupuesto.

Contratos OMA y el mapa regional del SNG

El organismo sostiene que la base de su estrategia son los contratos de Operación, Mantenimiento y Administración (OMA) que funcionan por región y por varios años. A través de estos instrumentos se programan trabajos continuos sobre ductos existentes, se atienden puntos frágiles y se intenta bajar el riesgo de fallas en el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG).

En números, CENAGAS habla de más de 8,350 millones de pesos comprometidos en OMA entre 2024 y parte de 2026. El dinero se reparte entre zonas como Sonora, Chihuahua, Coahuila, Veracruz Sur, Veracruz Centro Sur, Nuevo León, Tlaxcala, Guanajuato, Estado de México, Tamaulipas Sur y Tabasco. En Tamaulipas, estado clave para el flujo de gas desde la frontera norte hacia el centro del país, la bolsa pretende sostener una red que ya carga con años de operación y presión creciente por la demanda.

Proyectos emblemáticos: Reynosa e Istmo

Más allá del mantenimiento, CENAGAS enumera obras concretas que consumen recursos de largo plazo. Una de ellas es el nuevo gasoducto de Reynosa, que sustituye un tramo de más de 58 kilómetros y mueve una inversión multianual de 164 millones de dólares. El objetivo oficial: cambiar infraestructura envejecida por una línea con mejores condiciones de seguridad y capacidad de transporte.

Otro frente está en el corredor interoceánico del Istmo de Tehuantepec. Ahí, el organismo presume más de 960 millones de pesos en tres años para estaciones de compresión y ductos asociada, en una zona donde el gobierno quiere instalar parques industriales y mover más carga. Estas obras se presentan como piezas de un rompecabezas mayor que busca combinar proyectos nuevos con la reparación de lo que ya existe.

Reforma, las cifras y la versión oficial

La chispa del conflicto llegó con la nota de Reforma que reportó un presupuesto de 159 millones de pesos para mantenimiento del SNG en 2025, de los cuales sólo se habrían ejercido 33 millones, además de un supuesto vacío de recursos en 2024. CENAGAS califica esa lectura como incompleta y torpe, y asegura que deja fuera el peso de los contratos multianuales y de los proyectos de inversión que corren en paralelo.

En su respuesta, el organismo se aferra a los montos globales, a la dispersión regional del gasto y al calendario 2025‑2030 para defender su gestión. El choque no sólo se juega en hojas de cálculo: también define cómo se percibe al operador del gas en un país que depende cada vez más de este combustible.

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Pemex invertirá en 14 gasoductos con participación público-privada

Durante su comparecencia ante el Senado, la secretaria de Energía, Luz Elena González, confirmó. Con ello, el gobierno federal avanza en la consolidación de un sistema energético soberano y sustentable que responde tanto a la demanda interna como al crecimiento del sector industrial.

Estos gasoductos representan “una apuesta estratégica por el futuro energético del país”, al mejorar la capacidad de transporte, diversificar rutas y fortalecer el suministro de gas natural en zonas clave para la industria mexicana.

Gasoductos estratégicos: del Istmo al sureste

Entre los proyectos más relevantes se encuentra el Gasoducto Transístmico, con una inversión estimada en 230 millones de dólares, destinado a integrar la oferta energética entre el Golfo de México y el Pacífico.

También destaca el Corredor Maya, de 73 kilómetros, que conectará la infraestructura de TC Energy con el gasoducto Mayakán, reforzando el suministro en la península de Yucatán, una región históricamente vulnerable a interrupciones de abasto.

Otro de los proyectos, Coatzacoalcos II, de 11 kilómetros, abastecerá los complejos petroquímicos y la terminal marítima de Coatzacoalcos, Veracruz, ampliando la capacidad logística y de exportación.

Colaboración entre Pemex y la inversión privada

De los 14 proyectos, nueve contarán con participación privada, reflejando el interés conjunto entre el sector público y empresarial para expandir la infraestructura energética.
Según la secretaria González, esta colaboración demuestra que “la soberanía energética no está reñida con la cooperación, sino con la dependencia”, en referencia al modelo mixto que busca equilibrio entre control estatal y dinamismo de inversión.

Gas natural y futuro sostenible

Con esta red de gasoductos, Petróleos Mexicanos (Pemex) no sólo fortalecerá el abasto interno, sino que sentará las bases para una transición energética más ordenada, en la que el gas natural fungirá como combustible puente hacia fuentes más limpias.
Las obras también permitirán reducir la huella de carbono del transporte y mejorar la competitividad de la industria nacional al disminuir costos logísticos.

La funcionaria reiteró que la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum mantiene como prioridad el fortalecimiento de las empresas públicas del sector energético y la inversión en infraestructura con visión de largo plazo.

“Avanzamos firmemente hacia la soberanía energética. Fortalecemos a nuestras empresas públicas para que los recursos de la nación beneficien a todo el pueblo de México, y no sólo a unos cuantos”, concluyó González.

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Denuncian imposición del gasoducto sin consulta

Habitantes de las comunidades indígenas de Mecayapan, Tatahuicapan y Pajapan, así como pobladores ribereños de la laguna del Ostión, interpusieron el 24 de junio un amparo colectivo en contra del megaproyecto energético conocido como gasoducto “Puerta del Sureste”, impulsado por la empresa TC Energy.

De acuerdo con el movimiento regional indígena, la instalación del ducto submarino en 2024 ocurrió sin ningún tipo de consulta o aviso a las comunidades que dependen del mar para pescar, desarrollar actividades turísticas o subsistir mediante el consumo de productos marinos.

Comunidades interponen amparo colectivo al gasoducto “La Puerta del Sureste”

La decisión, comunidades interponen amparo colectivo al gasoducto “La Puerta del Sureste” surge tras constatar las primeras afectaciones durante las pruebas de operación: muerte de peces, tortugas y aves, así como daños visibles a la biodiversidad. Estas señales provocaron una marcha en febrero desde San Juan Volador hasta Playa Linda, donde representantes de las comunidades decidieron acudir a la vía legal colectiva.

Según sus testimonios, la obra representa una violación a su derecho a la autodeterminación y constituye una amenaza directa a su “maritorio”, el territorio marino ancestral de los pueblos nahuas y nuntajiiyi’.

Respaldo de organizaciones y preocupaciones ambientales

El amparo colectivo fue respaldado por múltiples organizaciones independientes, entre ellas: el Centro de Derechos Humanos Bety Cariño, Colectivo Altepee, APETAC, Greenpeace México, CEMDA, UCIZONI, Earthworks, TerraVida y la Alianza Mexicana contra el Fracking. Además, están en contacto con resistencias internacionales como el movimiento Ballena o gas y la comunidad Wet’suwet’en de Canadá, que también lucha contra un proyecto de TC Energy.

Los firmantes señalan los peligros conocidos de estos proyectos: fugas, explosiones y contaminación en ductos de hidrocarburos, tanto terrestres como marinos. Consideran que el gas no beneficiará a las comunidades, sino que se usará para abastecer a los parques industriales del Corredor Interoceánico, lo cual solo traerá “más inseguridad, enfermedad, escasez de agua y contaminación” para los pueblos.

Modelo energético cuestionado desde el territorio

El proyecto gasoducto “Puerta del Sureste” forma parte de una estrategia energética nacional orientada a grandes polos industriales, pero para las comunidades locales representa una amenaza a su vida cotidiana. Los inconformes acusan que mientras las empresas obtienen ganancias, ellos enfrentarán un deterioro ambiental acelerado.

Información de Revista Guinda.

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La firma del acuerdo muestra la voluntad de Aramco, la “joya de la corona” de Arabia Saudita, de monetizar activos antes intocables para generar beneficios para el reino, que trata de acelerar la diversificación de su economía.

En abril, Aramco vendió 49 por ciento de su participación en su negocio de oleoductos a un consorcio liderado por el estadunidense EIG Global Energy Partners por 12 mil 400 millones de dólares.

Este nuevo acuerdo creará una nueva subsidiaria, Aramco Gas Pipelines Company, propiedad en 51 por ciento de Aramco y en 49 por ciento por el consorcio liderado por BlackRock y Hassana Investment Company, una firma de gestión de inversiones saudita respaldada por el Estado.

Esta subsidiaria arrendará los derechos de uso de la red de gasoductos y los subarrendará a Aramco por un periodo de 20 años, señaló el gigante petrolero saudita en un comunicado.

“Cuando se espera que el gas tenga un rol clave en la transición global hacia un futuro energético más sostenible, nuestros socios se beneficiarán de un acuerdo vinculado a un activo de infraestructura de gas de calidad mundial”, dijo el presidente y consejero delegado de Aramco, Amin Nasser, en un comunicado.

POR BUEN CAMINO

“BlackRock está encantada de trabajar con Saudi Aramco y Hassana en esta importante transacción para la infraestructura de Arabia Saudita”, dijo el presidente y consejero delegado de BlackRock, Larry Fink.

Arabia Saudita, uno de los principales contaminadores del mundo y el mayor exportador de petróleo, se ha comprometido a alcanzar la neutralidad de carbono para 2060.

Considerada la “joya de la corona” del reino árabe, Aramco y sus activos estaban bajo férreo control del gobierno y cerrados a la inversión foránea.

Pero con el auge del príncipe heredero y líder de facto Mohamed bin Salmán, que aboga por reformas, el país se muestra abierto a ceder parte del control.

Aramco vendió parte de sus acciones en la bolsa saudita en diciembre de 2019, generando 29 mil 400 millones de dólares en la mayor oferta pública de venta del mundo.

Diversifican economía

La firma muestra la voluntad de Aramco de monetizar activos antes intocables para generar beneficios para el reino

– En abril pasado, Aramco vendió 49 % de su participación en su negocio de oleoductos a un consorcio liderado por el estadunidense EIG Global Energy Partners por 12 mil 400 millones de dólares.

– La nueva subsidiaria arrendará los derechos de uso de la red de gasoductos y los subarrendará a Aramco por un periodo de 20 años, señaló el gigante petrolero saudita en un comunicado.

– Arabia Saudita, uno de los principales contaminadores del mundo y el mayor exportador de petróleo, se ha comprometido a alcanzar la neutralidad de carbono para 2060.

– Considerada la “joya de la corona” del reino árabe, Aramco y sus activos estaban bajo férreo control del gobierno y cerrados a la inversión foránea.

– Aramco vendió parte de sus acciones en la bolsa saudita en diciembre de 2019, generando 29 mil 400 millones de dólares en la mayor oferta pública de venta del mundo.

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