Durante años, la red nacional de gasoductos operó con tramos envejecidos, saturaciones recurrentes y regiones completas —el sureste, la península de Yucatán y zonas del centro— sin acceso confiable al gas natural. La infraestructura existente no solo era insuficiente: era desigual. Mientras el norte del país se integraba cada vez más al sistema energético de Texas, el sur seguía dependiendo de combustibles más caros y contaminantes. El nuevo plan busca corregir ese rezago mediante ampliaciones que eliminan cuellos de botella y permiten abastecer 13 nuevas centrales eléctricas que suman 7,890 MW. Sin estos ductos, las plantas enfrentarían restricciones operativas; con ellos, pueden funcionar con normalidad y con costos más competitivos.
El programa incluye además mantenimiento mayor para ductos con más de cuatro décadas de uso, así como nuevas conexiones hacia polos industriales vinculados al nearshoring. En términos de ingeniería, se trata de una modernización largamente postergada que, por primera vez en años, plantea una red más robusta, con mayor redundancia y con capacidad para atender la creciente demanda eléctrica e industrial. La expansión también responde a un objetivo geopolítico: integrar regiones que históricamente han quedado fuera del mapa energético nacional.
Sin embargo, el origen del gas no cambia. Y ahí está el punto crítico.
Ocho de cada 10 moléculas de gas que consume México provienen de Texas, gran parte extraídas mediante fracking en la cuenca Pérmica. La expansión de ductos no incrementa la producción nacional; incrementa la capacidad de recibir gas estadounidense. El propio documento técnico lo reconoce: las importaciones podrían pasar de 6,758 a más de 10,000 MMPCD. En la práctica, la dependencia se profundiza y el país queda más expuesto a decisiones regulatorias, climáticas y de mercado que no controla.
La vulnerabilidad más evidente es la falta de almacenamiento estratégico. México cuenta con apenas 2.4 días de reserva, cifra que subiría solo a 2.8 días con la nueva infraestructura. La meta oficial es llegar a 10 días; Europa opera con rangos de entre 20 y 105 días, dependiendo de la temporada. Los nuevos ductos aportan apenas 0.4 días adicionales, insuficientes para enfrentar contingencias como la tormenta invernal Uri de 2021, cuando Estados Unidos priorizó su consumo interno y México sufrió recortes abruptos que afectaron la generación eléctrica. La lección fue clara: sin almacenamiento, la red puede ser moderna, pero sigue siendo frágil.
La presión hacia 2030 será mayor. Texas vive un ciclo de expansión industrial y energética impulsado por centros de datos, manufactura avanzada, crecimiento poblacional y nuevas inversiones en infraestructura. ERCOT proyecta un aumento significativo en la demanda de gas, mientras Estados Unidos incrementa su capacidad de exportación de gas natural licuado (GNL). Esto significa que México competirá por el mismo gas con el mercado texano y con destinos internacionales, pero con una desventaja estructural: baja diversificación, almacenamiento insuficiente y una dependencia casi absoluta de un solo punto de origen.
El documento técnico advierte que la demanda incremental combinada —México, Texas y exportaciones de GNL— presionará los precios en la cuenca Pérmica y podría limitar la disponibilidad de gas para exportación hacia México. En otras palabras, el país podría enfrentar un escenario en el que los ductos estén disponibles, pero el gas no. La infraestructura resuelve el problema del transporte, pero no garantiza el suministro.
