de.wedoany.com-Bericht: Die mexikanische Regierung hat angekündigt, bis 2030 140,9 Milliarden mexikanische Pesos (8,1 Milliarden US-Dollar) für die Modernisierung, Instandhaltung und den Ausbau der nationalen Erdgaspipelines zu investieren – ein beispielloses Vorhaben in der Geschichte der mexikanischen Gasindustrie. Emilia Calleja, Generaldirektorin der mexikanischen Bundesstromkommission (CFE), bestätigte, dass neun neue CFE-Pipelines 38 % der Gesamtinvestitionen auf sich vereinen und speziell 13 neue GuD-Kraftwerke versorgen sollen. Diese Kraftwerke werden zwischen 2026 und 2027 eine zusätzliche Kapazität von fast 8.000 Megawatt (MW) bereitstellen, wobei sieben davon noch in diesem Jahr in Betrieb gehen sollen.
Eines der strategisch bedeutendsten Projekte ist die Libramiento-Reynosa-Pipeline, die zu 99,21 % fertiggestellt ist und im Juni 2026 in Betrieb gehen soll. Sie wird SISTRANGAS (das mexikanische Erdgastransportsystem) mit der Texas Eastern Transmission Pipeline Company und der Tennessee Gas Pipeline verbinden und so die Erdgasversorgung Nordmexikos erhöhen. Für die Energiebranche, die in den letzten fast zehn Jahren mit ansehen musste, wie Versprechen zu Speicherung und Pipelines nicht eingehalten wurden, ist dieser Fortschritt bemerkenswert.
Im Jahr 2025 importierte Mexiko jedoch 6,63 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d) Erdgas per Pipeline aus den USA. In den letzten Jahrzehnten sind die Importe von Trockengas kontinuierlich gestiegen, während die heimische Trockengasproduktion insgesamt zurückging. Von 2020 bis 2024 war Mexiko zu 69 % bis 75 % seines Trockengasverbrauchs auf Importe angewiesen.
Juan Paulo Cervantes, Commercial Director von Solensa, erklärte, dass Mexiko den Großteil seines Gasverbrauchs importieren müsse und es in den nächsten 15 Jahren ein hart umkämpfter Rohstoff bleiben werde. Aber Pipelines allein reichten nicht; man müsse sicherstellen, dass Gas bei Bedarf jederzeit verfügbar sei. Er wies darauf hin, dass Europa und die USA bereits über eine Speicherkapazität von über 100 Gigawatt (GW) verfügten, Mexiko dagegen nur über 2,8 GW – diese Lücke müsse geschlossen werden. Er betonte, dass Infrastrukturkonnektivität und Speicherung nicht dasselbe seien; ihre Vermischung setze das System Risiken aus. Resilienz erfordere Alternativen – nicht nur Pipelines, sondern auch die Fähigkeit, Versorgungsunterbrechungen abzufedern.
Cuitláhuac García, Generaldirektor des Betreibers des mexikanischen Erdgaspipelinesystems (CENAGAS), wies darauf hin, dass 70 % des mexikanischen Stroms aus Erdgas erzeugt würden. Diese Abhängigkeit mache die Zuverlässigkeit der Pipelines zu einem vorrangigen Problem der Netzstabilität, nicht nur der Brennstoffversorgung. Als das nationale Energiekontrollzentrum (CENACE) Anfang Mai aufgrund einer durch Hitzewellen bedingten Nachfrage von über 48.000 Megawatt eine Betriebswarnung herausgab, wurde die ausreichende Versorgung der mexikanischen GuD-Blöcke durch das Pipeline-Netz von einem mittelfristigen Planungsproblem zu einer dringenden betrieblichen Priorität.
Das 8,1-Milliarden-US-Dollar-Investitionsprogramm konzentriert sich auf die Übertragungs- und Verteilungsstufe und adressiert nicht die Gasquellenfrage. Wood Mackenzie prognostiziert einen leichten Rückgang der mexikanischen Trockengasproduktion von 2,302 Milliarden Kubikfuß pro Tag im Jahr 2025 auf 2,299 Milliarden Kubikfuß pro Tag im Jahr 2026. Mit anderen Worten: Die heimische Produktion wächst nicht; die neuen Pipelines werden mehr importiertes US-Erdgas transportieren.
Jorge Sandoval, Generaldirektor des mexikanischen Gasverbands (AMGN), erklärte, dass die Kernaufgabe über die unmittelbaren Herausforderungen von Versorgung und Speicherung hinausgehe: der Aufbau eines wirklich integrierten, resilienten und langfristig orientierten Energiesystems. Die derzeitige nationale Nachfrage mache diese Dringlichkeit unbestreitbar. Er wies darauf hin, dass der Weg nach vorne auf drei Säulen beruhe: Ausbau und Stärkung der Speicherkapazitäten, Verbesserung des Verteilungs- und Infrastrukturnetzes sowie Entwicklung der heimischen Produktion. Dies seien keine isolierten Prioritäten; sie müssten gemeinsam vorangetrieben werden, wenn Mexiko eine Gasindustrie haben wolle, die sein versprochenes industrielles Wachstum stützen könne.
Im März 2018 veröffentlichte das mexikanische Energieministerium eine Erdgasspeicherpolitik, die strategische Reserven von 45 Milliarden Kubikfuß bis 2026 vorsah, doch es gab keine nennenswerten Fortschritte. Der ehemalige CENAGAS-Chef David Madero betonte, dass strategische Speicherpläne seit Jahren existierten, aber keine Fortschritte erzielt worden seien.
Die Kluft zwischen Infrastrukturambitionen und betrieblicher Realität zwingt die mexikanische Industrie zu Ad-hoc-Lösungen. Für Unternehmen, die nicht auf Pipeline-Anschlüsse oder Speicheranlagen warten können, ist die kurzfristige Lösung Flüssigerdgas (LNG) in kleinem Maßstab: LNG wird per LKW zu Industrieanlagen transportiert, die nicht an das Netz angeschlossen sind oder deren Versorgungssicherheit durch das Pipelinesystem nicht gewährleistet werden kann.
Diego Pecoraro, Director für Infrastruktur und Großprojekte bei Alvarez & Marsal, sagte, die Frage, die Unternehmen nicht laut stellten, sei, was bei Betriebsunterbrechungen passiere. Er wies darauf hin, dass Unterbrechungen jetzt Tage, manchmal bis zu zwei Wochen andauerten, mit enormen Kostenfolgen. Energie sei zu einer strategischen Ressource geworden, nicht zu einem öffentlichen Gut. Industrieparks würden bereits eine zuverlässige Energieversorgung als differenzierenden Wettbewerbsvorteil bewerben. Werde ein Standort ohne gesicherte Energieversorgung gewählt, trage man nicht nur Betriebsrisiken, sondern binde Kapital, ohne Rendite erzielen zu können.
CENAGAS plant, kleine LNG-Unternehmen für das Spitzenlastmanagement und als Versorgungspuffer zu beauftragen – eine pragmatische Anerkennung der Diskrepanz zwischen dem Zeitplan der formellen Infrastruktur und dem der industriellen Nachfrage. Unternehmen wie Solensa (das die erste LNG-Verflüssigungsanlage Mexikos baute) repräsentieren eine kommerziell getriebene Reaktion auf strukturelle Lücken, die das staatliche Investitionsprogramm noch nicht geschlossen hat.
Guadalupe Paredes, CEO von Luxem Energía, erklärte, dass 60 % des mexikanischen Erdgasverbrauchs direkt der Stromerzeugung dienen. Die Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit dieser Branche betreffe daher nicht nur ein Glied der Wertschöpfungskette, sondern alles. Bei der Infrastruktur sei die Investitionsbereitschaft aufgrund der potenziell prohibitiv hohen Kosten der letzten Meile tatsächlich gering. Die Nachfrage sei vorhanden; viele Industriekunden wollten Pipeline-Gas nutzen, könnten aber nicht angeschlossen werden. Daher investierten einige Unternehmen in ihre eigene Infrastruktur für die letzte Meile, um die Versorgung zu sichern, da es keine bessere Alternative gebe. Das müsse nicht so sein; es zeige eine strukturelle Lücke, die der Markt allein nicht schließen könne.
Mexikos Abhängigkeit von US-Erdgas war stets ein wirtschaftliches Thema, entwickelt sich aber zu einem geopolitischen. Die Neuverhandlung des Abkommens zwischen den USA, Mexiko und Kanada (USMCA) hat Energie explizit auf die Handelsagenda gesetzt, und die US-Verhandlungsführer sind sich der Abhängigkeit des mexikanischen Stromnetzes von US-Erdgas bewusst. Jede Unterbrechung, Politisierung oder Besteuerung grenzüberschreitender Gasflüsse hätte direkte Auswirkungen auf die Stromerzeugung, die Industrieproduktion und die Logik der Nearshoring-Investitionen, die für Mexikos Wirtschaftsstrategie von zentraler Bedeutung sind. Vor diesem Hintergrund entbehren die Konzepte der Energiesouveränität und Energieautarkie einer soliden Grundlage.
Das „Investitionsprogramm für Entwicklung und Wohlstand 2026–2030“ führt Energie als einen von acht strategischen Bereichen für öffentliche und gemischte Investitionsprojekte mit einem Gesamtvolumen von 5,6 Billionen mexikanischen Pesos auf. In diesem Programm werden Erdgastransport und zugehörige Infrastruktur als prioritäre Bestandteile zur Unterstützung von industriellem Wachstum, Stromerzeugung und Versorgungssicherheit betrachtet. Untertagespeicher, dezentrale LNG-Netze und Biomethan-Infrastruktur erfordern alle private Beteiligung, einen langfristigen Regulierungsrahmen sowie realistische Renditen angesichts von Preisunsicherheit und der Entwicklung des Energierechts. Die Reform des Elektrizitätssektorgesetzes (LESE) vom März 2025 hat die Regeln für private Energieinvestitionen angepasst, aber den Infrastrukturfinanzierungsinstitutionen noch nicht die regulatorische Klarheit verschafft, die sie für Vermögenswerte mit einer Amortisationszeit von 20 bis 30 Jahren benötigen.
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