El flujo de gas natural desde Estados Unidos hacia México volvió a tomar fuerza durante el segundo semestre de 2025, continuando una tendencia de cinco años en la que la demanda mexicana, particularmente la del sector eléctrico, continúa absorbiendo volúmenes crecientes gracias a una interconexión transfronteriza en expansión. Tras el récord de 7.5 Bcf/d (millones de pies cúbicos por día) alcanzado en mayo, los cruces por ducto se mantuvieron elevados durante el otoño, y noviembre mostró nuevamente fortaleza, apoyado por un buen desempeño de la red en el sur de Texas y un mercado más apretado por mantenimientos y asignaciones.
Los datos de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) confirman este salto estructural. En 2024, las exportaciones por ducto promediaron 6.4 Bcf/d, un máximo histórico y 25% más que en 2019. El pico de mayo de 2025 no solo marcó un récord mensual, sino que también explica la capacidad de los ciclos combinados mexicanos para sostener su operación incluso en periodos de baja hidrología y ante picos de demanda industrial. No obstante, a escala diaria, las nominaciones dependen de la disponibilidad de capacidad en ductos estratégicos y del rendimiento de compresoras clave en el sur de Texas.
Durante noviembre, cifras de Natural Gas Intelligence (NGI) reflejaron incrementos interanuales en los cruces y un mercado en tensión, lo que llevó a comercializadores y generadores a afinar estrategias de nominación y cobertura de precios. Para 2026, el riesgo operativo se concentra nuevamente en mantenimientos programados, eventos climáticos y la capacidad de México para absorber molécula cuando el basis Waha presenta descuentos profundos, pero las salidas están restringidas. Esta vulnerabilidad es especialmente relevante para usuarios del noroeste y centro-occidente, donde los costos marginales del sistema eléctrico son altamente sensibles a variaciones en el gas natural.
Pese a ello, la perspectiva no es únicamente desafiante. La expansión de sistemas y la llegada de nueva demanda incluyendo data centers y manufactura avanzada están impulsando inversiones en capacidad firme y mayor flexibilidad operativa. Aun así, especialistas advierten que el equilibrio seguirá siendo frágil si no se sincronizan los refuerzos de la red eléctrica y los gasoductos dentro de la ventana crítica de 2026–2027.
Para el usuario calificado y los generadores privados, la estrategia de gestión para 2026 pasa por una combinación de coberturas financieras y físicas, contratos de suministro con cláusulas de reubicación de volúmenes, y, donde sea técnicamente viable, el uso de almacenamiento y respuesta a la demanda. En el terreno de política pública, la prioridad recae en alinear la planeación de SENER y CENAGAS con el dinamismo industrial regional.
La conclusión para el mercado es clara: México seguirá importando gas natural en niveles altos, y mientras la red del sur de Texas opere con estabilidad y Waha mantenga descuentos frente a Henry Hub, el país podrá sostener precios competitivos. El reto será blindar la logística y los contratos para evitar que la volatilidad se traduzca en paros operativos o costos desbordados en la factura eléctrica.
