Un análisis de las aprobaciones de proyectos de infraestructura de la FERC para 2025
En 2025, 72 proyectos de infraestructura recibieron la autorización de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de Estados Unidos para poder avanzar. Al analizar estos proyectos, que abarcan nuevas construcciones, ampliaciones y mejoras en la capacidad de compresión, así como el desmantelamiento de infraestructuras, se observa una inversión en potencia de compresión, nuevos gasoductos y ramales, y la retirada de activos heredados.
Los operadores obtuvieron la aprobación de FERC para un total de aproximadamente 84.286 hp (62.877 kW) de capacidad de compresión nueva o mejorada; esta cifra estuvo encabezada por el proyecto Capital Area de Eastern Gas Transmission & Storage, con 22.240 hp (16.591 kW), y por la instalación de una unidad de 15.900 hp (11.861 kW) realizada por Florida Gas Transmission en la Estación Compresora 8, en Luisiana.
Los proyectos de gasoductos de gas natural aprobados consistieron en cerca de 40 millas (64 km) de tuberías y ramales nuevos destinados a la transmisión bajo jurisdicción regulatoria; el proyecto de mayor envergadura fue el gasoducto de 19,5 millas (31,3 km) de National Fuel. El resto de las autorizaciones para nuevos gasoductos en 2025 correspondieron a tramos de menos de 10 millas (16 km), situándose la mayoría de ellos en un rango de entre 1 y 3 millas (1,6 y 4,8 km).
Los proyectos de sustitución de gasoductos aprobados sumaron un total de aproximadamente 24 millas (38 km). Estas aprobaciones variaron desde las 2 millas (3,2 km) de tubería de reemplazo de Texas Eastern en Pensilvania, hasta las 8,7 millas (14 km) de Northern Natural en el marco de su programa “Northern Lights 2025”. La mayoría de los proyectos de sustitución de gasoductos estaban vinculados a planes de modernización de los sistemas.
Los proyectos de desmantelamiento de gasoductos de gas natural aprobados por la FERC totalizaron 104,1 millas (167,5 km) en 2025, cifra liderada por el proyecto de desmantelamiento de la Línea 507G de Tennessee Gas Pipeline, con una extensión de 84,3 millas (135,6 km), en el sur de Luisiana. La FERC autorizó el abandono mediante venta de casi 500 millas (804 km) de infraestructura; cabe destacar las 450 millas (724 km) de líneas de recolección no sujetas a su jurisdicción, vendidas por Cimarron River Pipeline a DCP Operating Company a través de Texas, Oklahoma y Kansas, además de activos en alta mar y en la región de las Montañas Rocallosas, incluyendo 24,37 millas (39,1 km) en el golfo de México. Estas ventas ponen de relieve la continua racionalización de activos heredados o no estratégicos, especialmente los ubicados en alta mar y las líneas laterales de recolección.
Desde el punto de vista de la capacidad, las autorizaciones de la FERC en 2025 allanaron el camino para más de 1,5 bcf/d (42,4 x 10⁶ m³/d) de transporte firme y capacidad de entrega incrementales. Entre los proyectos más destacados se encuentran el Proyecto del Sureste de Texas de Florida Gas, con 150 MMcf/d (4,2 x 10⁶ m³/d) para respaldar la nueva demanda eléctrica; el Proyecto de Confiabilidad de Eunice y Suministro a Lake Charles de Texas Gas, que añade 120 MMcf/d (3,3 x 10⁶ m³/d) al mercado de Lake Charles; el proyecto Tioga Pathway de National Fuel, que transporta 190 MMcf/d (5,3 x 10⁶ m³/d) de gas de la formación Marcellus hacia Tennessee y Transco; las expansiones de Rover en Pensilvania, que suman un total de 400 MMcf/d (11,3 x 10⁶ m³/d) para la evacuación de gas de los Apalaches con destino al oeste; y el Proyecto del Capital Area de Eastern Gas Transmission & Storage, con 67,5 MMcf/d (1,9 x 10⁶ m³/d) para Washington Gas. La capacidad de entrega desde almacenamiento también experimentó aumentos significativos. El Centro Mississippi incrementó su capacidad de extracción en 1 bcf/d (28,3 x 10⁶ m³/d) y su capacidad de trabajo en 33,9 bcf (959,9 x 10⁶ m³). El yacimiento Totem de CIG en Colorado añadió 50 MMcf/d (1,4 x 10⁶ m³/d) de capacidad de extracción mediante trabajos en pozos y la sustitución de tuberías.
Dos decisiones relacionadas con el gas natural licuado (GNL) pusieron de relieve las crecientes oportunidades para el gas natural estadounidense en el mercado global. Venture Global Plaquemines recibió la aprobación para aumentar su capacidad máxima de licuefacción en el condado Plaquemines, Luisiana, de 24 a 27,2 MTPA; por su parte, Corpus Christi LNG obtuvo la autorización para construir dos trenes adicionales de escala media (Trenes 8 y 9) adyacentes a su Fase III de construcción en el sur de Texas.
Desde el punto de vista geográfico, Pensilvania encabezó la lista de proyectos aprobados por la FERC en 2025, seguida por Luisiana y Florida. Virginia Occidental y Ohio mantuvieron su actividad en el sector del almacenamiento, mientras que Texas, Oklahoma y la costa del Golfo albergaron una combinación de proyectos de compresión en yacimientos nuevos, interconexiones de recepción y entrega, y ventas de gas recolectado fuera de su jurisdicción. En las Montañas Rocallosas y el suroeste se desarrollaron proyectos específicos en Arizona y Wyoming, y la costa de Luisiana continuó su tendencia plurianual de desmantelar o reutilizar infraestructura obsoleta.
Un análisis de los proyectos que recibieron autorización de la FERC en 2025 revela dos realidades concurrentes: un crecimiento constante de la demanda de generación de energía y la modernización continua de las redes existentes. Para la industria de la compresión de gas, las autorizaciones de proyectos de 2025 indican un crecimiento y oportunidades continuos. La combinación de estaciones de nueva construcción, mejoras estratégicas y ramales de distribución conectados a la demanda de energía crea importantes oportunidades de potencia. Los proyectos de capacidad de suministro en yacimientos de almacenamiento y las sustituciones basadas en la integridad mantienen una base de trabajo de ingeniería y construcción. La concentración de aprobaciones en la cuenca de los Apalaches y a lo largo de la costa del Golfo refuerza la idea de que es más probable que los fabricantes y contratistas vean actividad de licitación en 2026 cerca de los centros de consumo de energía, los corredores de GNL y los centros de almacenamiento tradicionales.
