La inversión de 140,905 millones de pesos anunciada en mayo de 2026 para modernizar y ampliar la red de gasoductos es el esfuerzo más grande en décadas para el sistema de gas natural mexicano. Pero el propio diagnóstico oficial deja claro que el problema no es sólo de cuánto se gasta, sino sobre qué infraestructura, con qué reglas y bajo qué condiciones sociales se intenta construir.
1. Una red envejecida que el presupuesto no alcanza a renovar
La Secretaria de Energía, Luz Elena González, reconoció que 94% de la infraestructura operada por CENAGAS tiene más de 45 años de antigüedad. De los 21,149 kilómetros de gasoductos del país, 48% está bajo CENAGAS, 36% en manos de CFE y el resto se reparte entre Pemex y privados.
Durante décadas esa red funcionó sin una modernización integral, con corrosión acumulada, secciones sin protección catódica, sistemas de monitoreo obsoletos, estaciones de compresión fuera de especificación. El envejecimiento no genera costos lineales sino exponenciales: a medida que un ducto envejece, aumenta la probabilidad de falla, se encarece la inspección, se alargan las interrupciones y los eventos correctivos pueden costar entre cinco y diez veces más que el mantenimiento preventivo.
El plan destina 39,646 millones de pesos a mantenimiento y rehabilitación, cifra relevante pero que debe enfrentar décadas de rezago en miles de kilómetros. Varios analistas señalan que ese monto alcanza para “parchar” y reforzar puntos críticos, pero difícilmente para “renovar” una red que ya superó, en muchos tramos, la vida útil técnica con la que fue diseñada.
2. Mantenimiento recortado: la herida se hizo más profunda en 2025
A este problema estructural se sumó en 2025 un recorte de mantenimiento que dejó al sistema sin colchón. Un informe publicado en enero de 2026 documentó que CENAGAS sólo ejecutó 33 de los 159 millones de pesos presupuestados para mantenimiento de ductos ese año, un recorte efectivo cercano al 80%.
El mantenimiento diferido no desaparece: se acumula como pasivo técnico, encarece reparaciones futuras y eleva el riesgo inmediato. Al mismo tiempo, la demanda industrial crece por nearshoring y nuevas centrales de ciclo combinado, lo que es la “receta clásica” para tensiones regionales: zonas que piden más gas de la capacidad logística disponible.
En abril de 2025, CENAGAS reportó una restricción del 45% en la capacidad del punto de inyección Ramones durante trabajos de Semana Santa, afectando entregas en la zona centro. El plan 2026‑2030 agrega recursos, pero no incluye mecanismos claros y públicos para garantizar que el mantenimiento se ejecute efectivamente, ni auditorías independientes sobre la calidad de las intervenciones, el eslabón que ya se rompió en 2025.
3. La “última milla”: 35% del territorio fuera de la red
Más de 35% del territorio nacional sigue desconectado de la red de gas natural, concentrado en el sur y zonas rurales, según el Programa Institucional 2026‑2030 de CENAGAS. El problema de fondo es económico: conectar regiones de baja densidad industrial con gasoductos de acero enterrados es, bajo criterios comerciales estándar, inviable; la demanda aparente no paga el costo de obra ni los plazos de retorno.
Análisis y reportes que no vas a leer en el sitio
Únete al canal de WhatsApp de energynews.mx
Construir nuevos ductos en regiones remotas puede tomar entre tres y siete años en México, considerando permisos, derechos de vía, ingeniería y obra. El nearshoring exige energía disponible en 12‑24 meses. Esa brecha temporal es una barrera competitiva real para atraer manufactura al sureste y al centro‑occidente.
El plan de 140,905 millones no incorpora esquemas robustos para cerrar esta “última milla”; pero no plantea subsidios cruzados claros, ni concesiones diferenciadas, ni una política nacional de gasoductos virtuales (GNC) o microrredes de GLP preparada para escalar a nivel industrial. Las soluciones hoy más usadas (GNC, pipas, GLP) son más caras por unidad de energía y no ofrecen el volumen continuo que demanda un clúster manufacturero.
4. Licencia social: proyectos técnicamente viables, socialmente vetados
Los retrasos más brutales de la última década tuvieron menos que ver con ingeniería y más con conflicto social. El gasoducto Tuxpan‑Tula, de más de 700 km y una inversión superior a 20,000 millones de pesos, acumuló más de 56 meses de retrasos hasta llevar a TC Energy a detener obras y, eventualmente, salir del proyecto ante extorsiones y bloqueos comunitarios.
Otros casos emblemáticos son Guaymas‑El Oro (frenado por la comunidad Yaqui) y Tula‑Villa de Reyes, atrapado en conflictos locales. Hasta noviembre de 2025, un tramo de apenas 8 km del Tuxpan‑Tula seguía sin resolverse en Hidalgo por problemas de tenencia de la tierra.
El marco 2026 endurece aún más el terreno con la nueva Manifestación de Impacto Social del Sector Energético (MISSE), que reemplaza a la EVIS y convierte la licencia social en requisito vinculante. Sin aval comunitario, el proyecto se puede bloquear de forma definitiva, aunque el expediente técnico sea impecable.
La MISSE obliga además a elaborar y financiar Planes de Gestión Social durante toda la vida útil del ducto, en un radio de hasta 15 km. Los trámites ante la CNE, Sener y Semarnat avanzan en paralelo, abriendo ventanas donde cualquier conflicto puede detener permisos ya avanzados.
El plan de gasoductos no incorpora un fondo social preventivo ni una arquitectura de mediación rápida. El costo de negociar, compensar y gestionar el conflicto recae en cada desarrollador o en CENAGAS/CFE, elevando el costo real muy por encima del presupuesto de obra civil.
5. Inseguridad y robo: ductos vulnerables en terreno hostil
El robo de hidrocarburos sigue siendo una sangría. Pemex reportó 22,365 tomas ilegales en 2024‑2025, unas 30.6 perforaciones clandestinas diarias. El huachicol de gas LP generó pérdidas estimadas de 22 millones de pesos diarios en 2025. Se detectó una toma clandestina cada 50 minutos en la red de ductos y el crimen organizado no tarda en voltear a ver al gas natural.
Pemex revisó más de 17,000 km de infraestructura y clasificó la mayoría en riesgo medio o bajo, sin franjas de riesgo alto, aunque reconoció infiltración de funcionarios en las redes de huachicol. El plan de gasoductos de CENAGAS/CFE no trae un capítulo específico de seguridad física ni estrategias articuladas con fuerzas del orden. Los 2,489 millones que Pemex asigna a rehabilitación de oleoductos en 2026 son más parches que solución estructural.
6. Planeación defectuosa: ductos con demanda sobreestimada o sin demanda a tiempo
Un análisis periodístico ha señalado la falla sistémica de planeación: ductos concebidos para una demanda que tarda más en llegar de lo previsto, o proyectos donde las penalizaciones por retraso acaban duplicando o triplicando el costo inicial. El Ramal de Tula se retrasó en 2015 por hallazgos arqueológicos no mapeados, muestra de ingeniería que no incorpora prospección completa del corredor.
El plan 2026‑2030 lista proyectos con fechas de entrada en operación (Libramiento Reynosa en junio 2026, Ramal Cosoleacaque en noviembre 2027, Ramal Tula en diciembre 2028), pero deja la Re‑ruta Tuxpan‑Tula, Tuxpan‑Tula Oeste y Tula‑Villa de Reyes “en proceso de definición”, fórmula que lleva más de una década en ese estado. Mientras tanto, las nuevas plantas de CFE que dependen de esos ductos avanzan con fechas comprometidas.
Un diagnóstico en una frase
El plan de 140,905 millones de pesos atiende el síntoma más visible —la falta de inversión—, pero no desmonta los cuatro cuellos de botella que hacen que cada gasoducto tarde más y cueste más: infraestructura envejecida sin mantenimiento sostenido, ausencia de licencia social robusta, inseguridad y robo sobre la red, y procesos de planeación que no anticipan riesgos sociales ni arqueológicos. Mientras esos factores no se aborden de forma coordinada, México seguirá anunciando planes ambiciosos que se traducen en gasoductos que llegan tarde, cuestan más y dejan abiertas las mismas brechas regionales que pretendían cerrar.
