El motor eléctrico de México funciona cada vez más a gas natural y 2025 marcó un punto de inflexión: el país rompió récord de importaciones por ducto desde Estados Unidos, de acuerdo con datos de la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés).
La EIA reportó que en mayo de 2025 el flujo de gas natural hacia México alcanzó 7.5 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d), el máximo mensual desde que se tiene registro. El récord confirma una tendencia que ya se venía consolidando: el promedio anual de 2024 fue de 6.4 Bcf/d, el más alto hasta entonces, y ahora, según datos de Natural Gas Intelligence (NGI), 2025 superó por primera vez los 7 Bcf/d en promedio anual, impulsado principalmente por la demanda del sector eléctrico.
El dato no deriva tanto en si México depende del gas estadounidense, sino cuánto más dependerá en 2026 y con qué riesgos, tanto de precio como de logística.
Electricidad y calor: la ecuación incómoda
Aunque la capacidad renovable continúa creciendo, la base del sistema eléctrico mexicano sigue descansando en centrales de ciclo combinado alimentadas con gas natural. En este contexto, olas de calor o frentes fríos en Estados Unidos pueden tensar los diferenciales de precio los llamados «basis», como Waha o Agua Dulce y encarecer la molécula en la frontera mexicana.
La infraestructura, por ahora, juega a favor. La red de ductos y la capacidad de internación continúan expandiéndose, lo que reduce riesgos físicos de desabasto. Sin embargo, la demanda sigue creciendo: la industria, el fenómeno del nearshoring y la instalación de centros de datos, que requieren suministro eléctrico continuo, presionan el consumo de gas a niveles cada vez más altos.
Con este escenario, 2026 arranca con señales mixtas en precios, pero con una constante difícil de ignorar: México seguirá importando grandes volúmenes de gas natural.
Tres factores clave para 2026:
Contratos y coberturas.
Con flujos superiores a los 7 Bcf/d y picos históricos, el principal riesgo dejó de ser la llegada física del gas y pasó a ser el precio y las penalizaciones ante fallas contractuales. Sectores intensivos en energía acero, vidrio, alimentos y cemento enfrentan la necesidad de estructurar portafolios que combinen capacidad firme (FTS), servicio interrumpible (IT) y coberturas financieras. Los episodios climáticos extremos de años recientes dejaron claro el costo de no hacerlo.
Electricidad.
El despacho de la CFE y de generadores privados está anclado al gas natural. Por ello, un basis más caro o restricciones operativas en Texas impactan de forma directa en el costo marginal de la electricidad y, en algunos casos, en la confiabilidad del sistema. Aunque el gobierno ha anunciado inversiones en transmisión, en el periodo 2026–2027 el insumo crítico seguirá siendo el gas.
Almacenamiento.
El debate vuelve con fuerza: México carece de almacenamiento estratégico de gas natural. El CENAGAS ha planteado elevar los inventarios de seguridad como política de Estado, una medida compleja pero cada vez más urgente. Mientras tanto, grandes usuarios exploran alternativas como almacenamiento operativo, line pack, terminales privadas y redespachos con cláusulas claras, ante la vulnerabilidad que muestran los eventos climáticos extremos.
¿Qué viene para México?
En el arranque de 2026, el petróleo se mueve en un rango de Brent/WTI cercano a los 63 a 59 dólares por barril, y las curvas sugieren un entorno de «commodities» relativamente más holgado. Sin embargo, el gas natural sigue su propio ritmo, marcado por la estacionalidad y los balances regionales.
La EIA y diversas casas de análisis coinciden en que el crecimiento de la oferta en Norteamérica y la expansión del GNL influyen en las referencias, pero para México el verdadero factor decisivo es la planeación urbana de distribución.
Por lo que, diseñar bien el mix de contratos importa más que intentar adivinar el precio final. En un sistema cada vez más electrificado y dependiente del gas, la planeación dejó de ser una opción y se convirtió en una condición para la seguridad energética.
