GNL en México: el mapa se reordena mientras el mundo no puede esperar

De los seis proyectos de exportación de gas natural licuado que en algún momento compitieron por convertir a México en una potencia exportadora de GNL, hoy solo uno está operando, uno está a semanas de su arranque comercial, dos enfrentan parálisis financiera severa, uno fue cancelado en febrero pasado y uno más avanza lentamente pero con credenciales más sólidas que sus predecesores. El resultado es un sector en plena reconfiguración, con una ventana geopolítica abierta de par en par y con menos jugadores de los que había hace doce meses para aprovecharla.

Este es el mapa completo, a mayo de 2026.

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El único operativo: Altamira, la apuesta flotante de NFE

La terminal Fast LNG de New Fortress Energy en aguas del Golfo de México, frente a las costas de Tamaulipas, es hoy el único proyecto de exportación de GNL en operación en el país. Arrancó su primer cargo en abril de 2024, después de meses de retrasos de comisisionamiento, y opera con una capacidad de 1.4 millones de toneladas métricas por año (MTPA) mediante una barcaza de licuefacción flotante anclada offshore. Tiene permiso de exportación de la Secretaría de Energía hasta abril de 2028.

La escala es modesta. Para referencia, una sola terminal de tamaño medio en Qatar produce más de diez veces esa capacidad. Pero el modelo es ágil: sin la complejidad de una construcción onshore, NFE instaló activos modulares que pueden replicarse. La empresa tiene carta de intención con CFE para instalar dos unidades adicionales en tierra en la misma ubicación, lo que elevaría la capacidad total del hub a 4.2 MTPA.

Lo que Altamira demuestra —más allá de sus números— es que exportar GNL desde México es técnicamente viable y regulatoriamente ejecutable. Ese precedente vale mucho en un sector donde la mayoría de los proyectos sigue atrapada en la fase de promesas.

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El más avanzado: ECA llega tarde pero llega

La terminal Energía Costa Azul (ECA) de GNL de Sempra Infrastructure y TotalEnergies, ubicada al norte de Ensenada en Baja California, completó construcción al 95% a finales de 2025 y reportó el inicio de actividades de comisionamiento en el primer semestre de 2026. Las operaciones comerciales bajo los contratos de compraventa firmados con TotalEnergies y Mitsui están proyectadas para el tercer trimestre de este año.

Con una capacidad de 3.25 MTPA en su Fase 1, ECA será la primera terminal de exportación de gran escala en la costa Pacífico mexicana. Su ventaja más citada es geográfica: un buque que zarpa de Ensenada llega a Japón en aproximadamente 11 días, frente a los 21 días que tarda saliendo de un terminal del Golfo de EE.UU. al cruzar el Canal de Panamá. Para compradores asiáticos —y en particular japoneses y coreanos, que son los offtakers ya contratados— esa diferencia de tiempo no es trivial: se traduce en menores costos de transporte y mayor previsibilidad logística.

El proyecto sufrió retrasos de casi dos años por problemas laborales en construcción y escalamiento de costos, un patrón que comparte con prácticamente toda la industria global de GNL post-pandemia. La Fase 2, que añadiría hasta 12 MTPA adicionales, fue suspendida de la hoja de ruta activa de Sempra hasta al menos 2028, cuando venzan contratos existentes de regasificación que usan la misma infraestructura.

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El proyecto con más futuro: Gato Negro apuesta por Manzanillo

El proyecto Gato Negro Manzanillo GNL, desarrollado por Gato Negro Permitium —afiliada de la firma texana Big River Energy— es hoy el candidato más creíble entre los proyectos que aún no han tomado Decisión Final de Inversión (FID). Su capacidad planificada es de 4 MTPA en cuatro trenes modulares, con un volumen de re-exportación de hasta 0.556 Bcf por día hacia mercados globales.

En octubre de 2024, el Departamento de Energía de EE.UU. le otorgó autorización de exportación hacia países con Tratado de Libre Comercio. El permiso para países sin TLC está en trámite ante el DOE. En México, la empresa reporta que la mayoría de los más de cien permisos requeridos —incluyendo arqueológicos, ambientales, de construcción y transporte— ya fueron obtenidos, y que la adquisición de tierra en Manzanillo está concluida. Mizuho fue contratado como asesor financiero, y la empresa está en etapa final de selección de su socio EPFC (ingeniería, procurement, FEED y construcción).

En abril de 2026, Gato Negro reportó al DOE un ajuste en su calendario: la FID se pospone a finales de 2027, un año más tarde de lo planeado originalmente. El inicio de operaciones comerciales se mantiene en finales de 2030. El retraso no es menor, pero tampoco es una señal de quiebre: refleja la dificultad de cerrar financiamiento en un mercado donde los costos de construcción siguen siendo elevados y los prestamistas exigen contratos de largo plazo más sólidos antes de comprometerse.

Lo que distingue estructuralmente a Gato Negro de sus competidores del Pacífico es simple: Manzanillo está fuera del Golfo de California. Mientras Saguaro, AMIGO y la ya cancelada Vista Pacífico enfrentaron o siguen enfrentando una oposición ambiental con capacidad real de bloqueo —respaldada por el estatus UNESCO del ecosistema marino del “acuario del mundo”— Gato Negro opera en una zona portuaria industrial consolidada, adyacente a una terminal de importación de GNL ya existente operada por un consorcio de KOGAS, Mitsui y Samsung. Ese contexto reduce el riesgo regulatorio ambiental de forma sustancial.

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Los que no van a ocurrir (al menos no pronto)

Vista Pacífico GNL, cancelado. El 26 de febrero de 2026, Sempra Infrastructure anunció la terminación de su acuerdo de desarrollo con CFE para la terminal de Topolobampo, Sinaloa. Una semana antes, un permiso clave había sido denegado por reguladores mexicanos. La empresa describió la decisión como un “cambio de prioridades” entre ambas partes. Fue la segunda baja en el Golfo de California en menos de un año.

Saguaro Energía GNL, paralizado. El proyecto que en su momento fue presentado como la apuesta más ambiciosa de México —con una capacidad potencial de hasta 30 MTPA en Puerto Libertad, Sonora— acumula fracasos consecutivos: no pudo financiar los 15,000 a 20,000 millones de dólares que requiere, su CEO salió en febrero de 2025, Quantum Capital vendió su participación de control en marzo del mismo año, y el permiso de exportación original venció en diciembre de 2025 sin que hubiera comenzado construcción. La empresa solicitó al DOE una extensión hasta 2032. La pregunta que nadie en el sector responde con convicción es si esa extensión servirá de algo.

AMIGO GNL, en zona de riesgo. La terminal flotante propuesta para Guaymas, Sonora —con 7.8 MTPA en dos trenes— tiene una particularidad que la diferencia de Saguaro: en abril de 2026, su CEO reportó que el proyecto “ha sido inundado de consultas de offtake” ante la inestabilidad geopolítica global. La demanda existe. El problema es otro: el permiso de exportación del DOE vence en diciembre de 2027, y el proyecto no estará operativo para entonces. Necesita una extensión o reaplica desde cero. Adicionalmente, un análisis reciente señala que el gas disponible en los ductos regionales podría no ser suficiente para alimentar la planta sin afectar el suministro a plantas de generación eléctrica en Sonora. El interés comercial está, pero la viabilidad operativa sigue sin resolverse.

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Lo que todo esto significa para México

El país entra al segundo semestre de 2026 con una realidad bifurcada: en el frente de la exportación de GNL, el campo se despejó más de lo que nadie anticipaba hace dos años, pero la ventana geopolítica —impulsada por la guerra en Ucrania, las tensiones en el Estrecho de Ormuz y la urgencia europea de diversificar suministros— no espera calendarios de construcción.

Hay una tensión estructural que el debate público no ha procesado del todo: México importa más del 70% de su gas natural de Estados Unidos. Los proyectos de exportación de GNL, en su mayoría, simplemente reexportan ese mismo gas en forma licuada. El negocio, entonces, no es la extracción doméstica sino la ubicación geográfica y la infraestructura de licuefacción. México aporta territorio, permisos y acceso a costa. El gas es estadounidense. Los compradores son asiáticos y europeos. Las empresas desarrolladoras son texanas o de capitales mixtos.

Eso no hace el negocio ilegítimo, pero sí plantea preguntas que el nuevo marco regulatorio energético —la Comisión Nacional de Energía, la Ley del Sector Hidrocarburos— tendrá que responder con precisión: ¿qué porcentaje del valor generado queda en México?, ¿cómo se garantiza que la exportación no presione los precios domésticos del gas en momentos de alta demanda industrial?, ¿qué papel juega CFE como posible socio en proyectos futuros?

Por ahora, la respuesta más concreta que el sector puede dar es esta: de todos los proyectos en competencia, solo aquellos con infraestructura modular ya instalada (Altamira), construcción física casi completa (ECA) o localización fuera de zonas de conflicto ambiental con permisos avanzados (Gato Negro) tienen posibilidades reales de contribuir a la capacidad exportadora del país en esta década. El resto es, por ahora, ruido en los registros del DOE.