7 avances en gasoductos que blindan el nearshoring y el abasto eléctrico en México

México acelera gasoductos y transmisión: Puerta al Sureste, Sierra Madre, Mayakan y más. Qué significan para costos, confiabilidad y la industria en 2025–2027.

México acelera la columna vertebral de su sistema de gas natural. La combinación de nuevos gasoductos marinos y terrestres, ampliaciones estratégicas y refuerzos en transmisión eléctrica empieza a traducirse en mayor confiabilidad, mejores costos para la industria y menos uso de combustibles caros y contaminantes. Para un país que aspira a capitalizar el nearshoring y a sostener la expansión de su demanda eléctrica, estas obras no son “nice to have”: son la diferencia entre crecer a ritmo de oportunidad o tropezar con cuellos de botella.

A continuación, el mapa actualizado y práctico de los siete hitos que ya están cambiando el tablero—con enfoque en lo que significan para empresas, empleos y hogares.

Los 7 avances que ya están moviendo la aguja

1) Puerta al Sureste (Southeast Gateway): el ancla energética del sur-sureste
El ducto marino de 715 km entre Tuxpan, Coatzacoalcos y Paraíso (Tabasco), desarrollado en alianza público‑privada, agrega 1.3 Bcf/d de capacidad para llevar gas a la Península de Yucatán y a polos industriales del Istmo. Entró en operación comercial en 2025, terminado por debajo del presupuesto y con peaje ya cobrado; su efecto inmediato es reducir quema de combustóleo y diésel en generación, y dar certidumbre a nuevos ciclos combinados.
Por qué importa: más estabilidad para la red del sureste, tarifas industriales más predecibles y un andamiaje real para parques vinculados al Tren Maya y al Corredor Interoceánico.

2) Gasoducto Sierra Madre: la autopista del Permian al Pacífico
Con 800 km, 48” de diámetro y hasta 2.8 Bcf/d de capacidad, esta obra conectará el gas de Waha (Texas) con Puerto Libertad (Sonora) para alimentar el proyecto Saguaro LNG y consumos regionales. Ya tiene contrato EPC y arranque constructivo, aunque enfrenta permisos estatales y municipales que el desarrollador trabaja en destrabar.
Por qué importa: crea una salida al Pacífico que evita el Canal de Panamá, baja fletes hacia Asia y atrae inversión industrial en Sonora y Chihuahua.

3) Samalayuca–Sásabe y su extensión a Mexicali: la dorsales del noroeste
Operativo desde 2021 con 36” y ~625–650 km, este ducto de ~472 MMcf/d mejoró el suministro para Sonora y el noroeste. En 2023 se pactó extenderlo ~416 km hasta Mexicali, y se avanza en una alianza CFE–Carso–Sempra para reforzar la interconexión Sonora–Baja California.
Por qué importa: equilibra presiones en el noroeste, da resiliencia a ciclos combinados y abre espacio al crecimiento manufacturero fronterizo.

4) Duplicación del Sistema Mayakan: Yucatán sin apagones
ENGIE y Macquarie ejecutan la tubería gemela (≈700 km) para duplicar la capacidad del Mayakan (hoy ~250 MMcf/d) y abastecer Mérida IV (499 MW) y Riviera Maya (≈1,020 MW), con terminación escalonada hacia 2027.
Por qué importa: resuelve el histórico cuello de gas en la península, reduce la dependencia de combustibles líquidos, estabiliza la operación hotelera/comercial y habilita nueva industria limpia.

5) Nuevas líneas de transmisión: llevar la energía a donde se necesita
El nearshoring exige “cables” además de “tubos”. La CFE activó proyectos como Las Mesas–Huejutla II, Las Mesas–Jilotepec y Culiacán Oeste–Mazatlán Dos, dentro de un paquete de seis líneas por ~1,813 millones de pesos.
Por qué importa: incluso con gas disponible, sin transmisión no hay capacidad útil. Estas líneas bajan congestionamientos, acercan generación a la carga y reducen pérdidas.

6) Tula–Villa de Reyes: cerrar el anillo del Centro‑Bajío
El sistema de 420 km y 36” (capacidad 886 MMcf/d) ya opera por tramos norte y lateral; el tramo sur avanza para completar la conexión entre Tula (Hidalgo) y Villa de Reyes (San Luis Potosí), alimentando ciclos combinados clave y la red hacia Aguascalientes y Guadalajara.
Por qué importa: asegura gas competitivo al corredor automotriz y logístico del Bajío y mejora redundancia con Tamazunchale y Los Ramones.

7) Más capacidad de importación y “flexibilidad marítima”
México marcó récord de importaciones por ducto desde EE. UU. en 2025, impulsado por el sector eléctrico. A la vez, Altamira FLNG exportó su primer cargamento en 2024, y Energía Costa Azul avanza en la costa del Pacífico: dos válvulas de escape que agregan flexibilidad a un sistema aún sin almacenamiento subterráneo.
Por qué importa: con demanda eléctrica al alza, diversificar entradas y salidas estabiliza el mercado y amortigua choques de precio y clima.

Qué gana el país—y qué falta por resolver

Confiabilidad y costos: más gas significa menos paros, menos uso de combustibles caros y tarifas industriales más competitivas—un imán para inversión y empleo.
Sustitución de combustóleo: la expansión gasífera reduce emisiones y la huella de carbono por MWh generado.
Nearshoring realista: la llegada de plantas exige capacidad firme de gas y transmisión; la ventana de oportunidad no es indefinida.
Riesgos a la vista: permisos locales, derechos de vía, tramitación ante la CNE para tarifas, seguridad en trazas sensibles y ausencia de almacenamiento siguen siendo talones de Aquiles.
Tarea pendiente: acelerar interconexiones, almacenamiento estratégico y digitalización de la red de gas y de transmisión para gestionar picos, clima extremo y eventos forzados.

Lo que hay que vigilar en 2026

Península de Yucatán: hitos de obra y puesta en gas de la duplicación Mayakan.
Noroeste: permisos y frentes de Sierra Madre, y avances de la extensión Samalayuca–Mexicali.
Centro‑Bajío: conclusión del tramo sur de Tula–Villa de Reyes y efectos sobre precios nodales.
Transmisión: ejecución de Las Mesas–Huejutla II y Culiacán Oeste–Mazatlán Dos para aliviar congestión.
Mercado: evolución de importaciones por ducto y del rol de Altamira/ECA, en un año de demanda eléctrica más exigente.