El gasoducto Mayakán tiene 700 kilómetros. Nació en 1999, parte de Ciudad Pemex en Tabasco y termina en Valladolid, Yucatán. Durante más de dos décadas fue la única arteria por la que fluía gas natural hacia la Península de Yucatán.
Diseñado para cargar hasta 250 millones de pies cúbicos diarios, el ducto llegó a su tope antes de que el estado terminara de crecer. En 2022, la vicepresidenta de Engie —la empresa francesa que opera el sistema— ya decía en voz alta lo que los industriales locales sabían desde antes: el tubo estaba lleno. No cabía más gas. Y sin más gas, no había cómo bajar las tarifas eléctricas, instalar nuevas plantas generadoras ni convencer a una empresa manufacturera de que Mérida era una mejor apuesta que Monterrey.
Ese tope no cayó de improviso. Fue el resultado acumulado de décadas en que la Península quedó fuera de la red nacional de gasoductos que sí se tendió en el norte y centro del país. Mientras Monterrey, Guadalajara o Querétaro competían por inversión industrial con tarifas eléctricas respaldadas por gas barato, Yucatán quemaba diésel y combustóleo —más caros, más sucios— porque era lo único que llegaba.
La demanda que crece
La Península no se quedó quieta mientras esperaba el gas. El Tren Maya aceleró el turismo, el boom inmobiliario en la costa elevó el consumo residencial y la apertura de nuevos corredores industriales en el estado sumó demanda. El Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2024-2038 documentó que en 2023 la Península fue la región del país con mayor incremento en su consumo eléctrico: 10 por ciento. Se proyectaba un alza de otro 15 por ciento en los cinco años siguientes.
Pero la Península solo genera el 60 por ciento de la electricidad que consume, de acuerdo con el análisis “¡A romper barreras! Cómo detonar la inversión en México: Caso Yucatán”, presentado por México Evalúa en mayo de 2026. El resto llega por transmisión desde otros estados, lo que añade pérdidas y fragilidad al suministro. Cada kilómetro de demanda nueva sobre el sistema le llegaba a una red que ya estaba al borde.
El informe de México Evalúa encontró también que la brecha entre el crecimiento de las exportaciones y la atracción de inversión se ensanchó en 2024. Las exportaciones estatales subieron 20.1 por ciento. Pero la inversión extranjera directa llegó solo a 148 millones de dólares y el estado cayó a la posición 25 nacional en captación de capital foráneo. Para una entidad que aspira a convertirse en polo del nearshoring en el sureste, ese número duele.
La infraestructura energética aparece en el análisis como uno de los factores decisivos. “La política energética y la política económica dejaron de ser conversaciones separadas”, dijo Mariana Campos, directora general de México Evalúa, al presentar el estudio. La conclusión era directa: sin electricidad confiable y competitiva, las ventajas logísticas de Yucatán no alcanzan para cerrar la brecha con los polos industriales del norte.
El ducto al tope y los años perdidos
El gasoducto Mayakán no es un ducto viejo y descuidado. Es una infraestructura de acceso abierto operada por Energía Mayakán, filial de Engie, que además de abastecer a las plantas de la CFE en Yucatán y Campeche, surte a la industria a través de su afiliada IGASAMEX. Esta empresa distribuye gas natural a sectores textil, alimentario y de la construcción en la región, con clientes en los 13 estados donde opera.
El problema nunca fue el ducto en sí. Fue que la Península creció por encima de lo esperado. Y la solución —construir un segundo ducto en paralelo— tropezó durante años con obstáculos de distinto tamaño: retrasos en las plantas generadoras que justificarían el gasto, negociaciones técnicas y comerciales entre la CFE y Engie que tardaron más de lo esperado, consultas comunitarias con 14,000 personas en 38 comunidades mayas a lo largo de la ruta, y el tiempo que toma alinear una inversión de 2,000 millones de dólares.
“La capacidad del ducto actual ya llegó a su límite para seguir creciendo”, reconocía públicamente la vicepresidenta de Engie en octubre de 2022. Lo decía como diagnóstico, no como alarma. La empresa ya tenía firmado un convenio con la CFE para ampliar el sistema. Pero la obra no arrancaba porque las plantas de ciclo combinado que justificaban la inversión —Mérida IV y Riviera Maya, en Valladolid— acumulaban retrasos propios.
La planta Mérida IV es el caso más elocuente de cómo se apilan los atrasos en infraestructura pública. La CFE la prometió para noviembre de 2024. Después empujó la fecha a octubre de 2025. Finalmente encendió la planta —rebautizada “Elvia Carrillo Puerto”— el 12 de mayo de 2026, cuatro años después del inicio de su construcción. Una inversión de 300 millones de dólares y 499 megavatios de capacidad que llegaron 18 meses tarde.
Su planta hermana, la “Riviera Maya” en Valladolid, con capacidad para 1,020 megavatios y más de mil millones de dólares de inversión, no tiene fecha de entrega confirmada. La proyección inicial era enero de 2025. Después se habló de finales de 2027. En el último reporte oficial, la fecha permanece sin precisar.
Cuxtal II: el ducto que llega con retraso
El 13 de junio de 2024, en la hacienda Uayamón de Campeche, arrancó formalmente la construcción del gasoducto Cuxtal II —el nombre viene del maya y significa ‘para arriba’—. La obra consiste en un segundo ducto de 700 kilómetros que correrá en paralelo al Mayakán original, pasando por Chiapas, Tabasco, Campeche y Yucatán. Además incluye tres nuevas estaciones de compresión y tres de medición.
El proyecto lo ejecutan Engie y el fondo de infraestructura Macquarie Asset Management, que se asociaron en julio de 2024. Engie calificó la obra como uno de los proyectos más grandes de transporte de gas natural que se construirán en México. La inversión suma 2,000 millones de dólares. Generará cerca de 4,000 empleos directos e indirectos durante la construcción y dejará 275 obras de infraestructura social en las comunidades de la ruta.
Cuando el ducto esté listo, la capacidad de transporte pasará de 250 a 567 millones de pies cúbicos diarios. Más del doble. Eso permitirá alimentar a plena capacidad las dos plantas de ciclo combinado de la CFE en la región —Mérida IV y Riviera Maya—, suministrar gas a la industria que hoy espera y, en teoría, bajar las tarifas eléctricas que llevan décadas por encima del promedio nacional.
Pero la obra no llegará cuando se prometió. El calendario original fijaba el arranque de operaciones en el cuarto trimestre de 2026. En abril de 2025, Ana Laura Ludlow, vicepresidenta de asuntos gubernamentales y sostenibilidad de Engie México, confirmó a Bloomberg que el proyecto terminará en el primer semestre de 2027. La obra avanza en fases; la conclusión total toma más tiempo del anunciado inicialmente.
Ludlow aclaró que el proyecto no sufrió afectaciones por los aranceles impuestos por Estados Unidos a los productos mexicanos ni por la extinción de los reguladores CRE y CNH —las comisiones sectoriales que desaparecieron con la reforma energética de 2025—. Los materiales son de fabricación nacional y los permisos se tramitaron con anticipación. La supervisión regulatoria recayó en la Secretaría de Energía y en la nueva Comisión Nacional de Energía.
Un dato pone en perspectiva el tamaño del esfuerzo: el proceso de consulta previa con las comunidades mayas que viven a lo largo de la ruta tardó años e involucró 217 asambleas con 14,000 personas. En ese proceso se comprometieron 169 obras sociales para las comunidades afectadas. No es un detalle menor. Es la razón por la que proyectos de esta escala en territorios con presencia indígena tardan más de lo que los cronogramas iniciales calculan.
Lo que espera en la fila
Detrás del gas están las inversiones que no se han decidido todavía. Yucatán tiene ventajas logísticas reales: el puerto de Progreso, la conectividad aérea de Mérida, la mano de obra disponible en el interior del estado, la relativa seguridad frente a otras zonas del país. Pero ninguna de esas ventajas cierra la negociación si el prospecto industrial pregunta cuánto pagará de luz y la respuesta es “entre 12 y 22 por ciento más que en el norte”.
El estudio de México Evalúa identificó 295 oportunidades de mejora regulatoria en el estado y sus municipios. Más del 85 por ciento de esas barreras tienen que ver con eficiencia gubernamental y trámites administrativos, no con infraestructura. Pero la energía aparece como el cuello de botella más duro: es el que no se resuelve con un decreto ni con una ventanilla única. Requiere acero, concreto, derechos de vía y años de construcción.
La pregunta que no desaparece es cuánto costará el tiempo transcurrido. El gas que llegará en 2027 estaba previsto desde 2019, cuando el secretario de Fomento Económico del estado ya prometía que para ese año las tarifas serían competitivas con el norte. Pasaron ocho años. Las plantas prometidas para 2024 y 2025 se encendieron en 2026 y posiblemente 2027. Las empresas que buscaban ubicación en ese periodo tomaron decisiones con los datos que tenían.
Yucatán no perdió todas esas inversiones. Algunas llegaron de todas formas. Pero no llegaron todas las que pudieron haber llegado si el gas hubiera estado disponible cuando se prometió.
El rezago no es solo de Yucatán
Es tentador leer el rezago energético de Yucatán como un problema local, como una consecuencia de estar lejos del centro del país o de tener una economía históricamente orientada al turismo y no a la industria pesada. Pero el patrón se repite en Campeche y Quintana Roo con variaciones menores. Y el diagnóstico de fondo es el mismo que aplica a otras regiones del país donde la infraestructura de gas no llegó a tiempo: la inversión en gasoductos en México se concentró durante décadas en el norte y el centro, siguiendo la lógica de la demanda industrial ya existente, no la de la demanda potencial que podría desarrollarse si el gas llegara primero.
El gobierno federal de Andrés Manuel López Obrador intentó revertir esa tendencia con el paquete de inversión para la Península: las plantas de ciclo combinado, el Cuxtal II, el gasoducto “Puerta al Sureste” frente a las costas del Golfo. Pero los proyectos llegaron tarde, se retrasaron en la ejecución y el efecto sobre tarifas y competitividad industrial quedó diferido. El gobierno de Claudia Sheinbaum heredó esa agenda pendiente y la incluyó en el Plan Estratégico 2025-2035 de Pemex.
Para los industriales yucatecos, el cambio de administración federal no cambia el dato central: el gas que necesitan para operar con costos competitivos no llegará sino hasta que el Cuxtal II entre en operación. Y eso, según el último calendario disponible, es el primer semestre de 2027.
