El 5 de enero de 2026, el gas natural en Texas se vendía en 1.846 dólares por MMBtu (la unidad con la que se mide el gas, parecida a un litro o kilo pero referida al contenido energético).
Dieciocho días después, ese mismo gas costaba 14.498 dólares. Casi ocho veces más caro.
Cuatro semanas más tarde, en febrero, el precio volvió a estar por debajo de los 2.50 dólares.
Para una vidriera en Guanajuato, una cementera en Hidalgo o una planta automotriz en Coahuila, esos cambios significaron millones de pesos extra en costos operativos, contratos de electricidad que dejaron de cuadrar, y preguntas incómodas en juntas de consejo. Esta es la historia de qué pasó con el precio del gas natural que México importa, y por qué afectó tanto a tantos.
Qué es el Houston Ship Channel y por qué le importa a México
El Houston Ship Channel, conocido como HSC entre los traders y operadores del sector, es uno de los principales puntos de comercio de gas natural en Estados Unidos. Concentra la producción del sur de Texas y funciona como el precio de referencia que los compradores mexicanos pagan cuando el gas cruza la frontera por Reynosa, Nuevo Laredo y Piedras Negras.
Dicho simple. Cuando el HSC sube, el gas que entra a México sube.
Por eso un invierno en Texas se siente en Monterrey, en el Bajío y en la Ciudad de México. Y por eso un trimestre tranquilo o agitado en Houston tiene consecuencias directas en la factura energética de empresas mexicanas.
El año empezó barato, hasta que dejó de serlo
Los primeros días de enero el HSC se vendía por debajo de los 2 dólares por MMBtu. La razón era sencilla. Las reservas de gas en Estados Unidos estaban por encima del promedio histórico y el clima se pronosticaba estable.
La calma duró menos de tres semanas.
Lo que cambió todo fue un fenómeno meteorológico llamado vórtice polar. Imagina una corriente gigante de aire muy frío que normalmente da vueltas alrededor del Polo Norte. De vez en cuando, esa corriente se debilita y baja hacia el sur, arrastrando temperaturas árticas hacia regiones que no están preparadas para ellas. En enero de 2026, eso fue lo que ocurrió.
La tormenta, bautizada Winter Storm Fern, golpeó Texas el fin de semana del 23 al 26 de enero. La reacción del HSC fue brutal.
El 22 de enero cerró en 5.82 dólares, ya el doble del nivel normal. El 23 de enero saltó a 14.50 dólares, récord para un mes de enero desde el famoso evento Uri de 2021. El 26 de enero cerró en 11.93 dólares y el 27 de enero en 11.52 dólares.
En cuatro días, cualquier empresa mexicana que consumiera gas natural sin algún tipo de protección financiera pagó hasta ocho veces más de lo que tenía presupuestado.
El Henry Hub, otro precio de referencia del gas natural en Estados Unidos, llegó a tocar 30.72 dólares ese mismo 23 de enero según los datos propios de InHedge Intelligence. «Los futuros del gas natural saltaron más de 50% en dos días, poniendo a los futuros en camino a su mayor ganancia semanal en más de tres décadas», reportó Bloomberg al cubrir el episodio.
Después de Fern, el precio se desplomó. Febrero promedió 2.34 dólares y marzo 2.59 dólares. Clima benigno, reservas manejables y producción récord en la cuenca del Pérmico devolvieron las cosas a la normalidad.
Pero la historia no terminó ahí. A principios de febrero estalló un conflicto militar entre Irán por un lado y Estados Unidos junto con Israel por el otro. El 2 de marzo, ataques iraníes contra las instalaciones de QatarEnergy en Ras Laffan obligaron a la mayor compañía de gas natural licuado del mundo a parar su producción. Los precios del gas en Europa y Asia se dispararon. El HSC, en cambio, apenas se movió. Estados Unidos quedó del lado largo del mercado, y la calma estadounidense terminó protegiendo (en marzo) al comprador mexicano.
Un precio que México no controla
Aquí entra la parte que muchos entienden tarde. El gobierno mexicano, en términos regulatorios, no puede intervenir en la formación del precio del HSC. No es voluntad política. Es estructura.
La Comisión Reguladora de Energía (CRE) tiene atribuciones amplias en el sector. Regula tarifas de transporte y distribución, publica el Índice de Referencia Nacional de Precios de Gas Natural al Mayoreo, y otorga permisos a comercializadores. Pero el propio Reglamento de Gas Natural es claro en un punto. «Lo dispuesto en este artículo no se aplicará al precio del gas importado». Es decir, el precio de la molécula que cruza la frontera no se determina en México.
La presidenta Claudia Sheinbaum lo reconoció en abril. «México debe garantizar su soberanía. Y la soberanía, una parte fundamental, es la soberanía energética», declaró el 9 de abril de 2026. En esa misma conferencia explicó que el país depende en 75% del gas natural importado, sobre todo de Estados Unidos. La respuesta presidencial fue anunciar un plan para evaluar la extracción de gas en yacimientos no convencionales mediante fractura hidráulica, una apuesta de largo plazo.
W. Schreiner Parker, director gerente para América Latina de la firma Rystad Energy, citado por The New York Times, lo resumió sin adornos. «Una interrupción del flujo de gas a México sería más que caótica». Hoy, alrededor del 60% de la electricidad de México se genera quemando gas natural. Cuando el HSC cierra a 14.50 dólares, los gobiernos pueden subsidiar las tarifas residenciales, pero no pueden cambiar el precio que la empresa comercializadora factura ese día.
Una dependencia que sigue creciendo
Las cifras cuentan una historia bastante clara.
En diciembre de 2025, México importó 6.04 mil millones de pies cúbicos de gas natural por día desde Estados Unidos. Para 2026, la consultora Wood Mackenzie proyecta que esa cifra suba a 7.64 mil millones diarios, máximo histórico. Para 2029, esperan que llegue a 9 mil millones.
Para entender la magnitud. Comparando con 2018, las importaciones han crecido casi 50%. Mientras tanto, la producción nacional de Pemex cayó 6.3% entre enero y mayo de 2025, segundo año seguido de descenso. La oferta interna se debilita y la demanda crece. La brecha la llena Texas.
Tres factores están detrás del aumento. Primero, más plantas eléctricas a gas natural. Segundo, nuevos ductos como el submarino Sur de Texas Tuxpan y el Gasoducto Puerta al Sureste, que llevan gas a Yucatán y al sureste mexicano. Tercero, la terminal de gas natural licuado de Energía Costa Azul en Ensenada, que empezó a recibir feed gas estadounidense vía la red texana.
Cuando el HSC se mueve, ese movimiento llega a la planta mexicana en cuestión de horas.
Quién paga, según el segmento del mercado
Para entender las consecuencias hay que pensar en los cuatro tipos de jugadores en el mercado mexicano de gas natural. No todos enfrentan el precio igual.
Comercializadores
Son los intermediarios del mercado. Compran gas en Texas (al precio HSC, por ejemplo) y lo revenden a clientes mexicanos. Su exposición depende de cómo estén estructurados sus contratos.
El comercializador que compra al precio HSC del día y revende al mismo precio HSC del día, transfiere todo el movimiento. El que pactó con su cliente un precio fijo (porque el cliente quería certeza), absorbe la diferencia cuando el HSC explota. Los comercializadores profesionales se protegen con instrumentos financieros llamados swaps (una especie de seguro de precio que se firma con un banco o intermediario financiero). Los que no se protegen, operan con riesgo de balance. En enero, varios pasaron malas noches.
Generadores eléctricos
Son las plantas que queman gas natural para producir electricidad. Aquí entra la CFE, los productores independientes y los nuevos jugadores privados bajo el esquema de inversiones mixtas. Son los compradores más grandes del país.
Cuando el HSC se dispara, el costo de generar electricidad sube. Eso significa que el precio que el sistema eléctrico nacional le cobra al mercado (lo que técnicamente se llama «precio marginal local») también sube. Y como el gobierno subsidia las tarifas residenciales, el subsidio termina creciendo. Para tener una idea, la CFE destinó 84,805 millones de pesos al subsidio de tarifas eléctricas durante 2024. Episodios como Fern empujan ese número hacia arriba.
Suministradores
Son las empresas que entregan electricidad a sus clientes finales, ya sea a grandes industriales o como suministro básico residencial. Su problema es de contrato.
Cuando un suministrador firma un contrato anual con un cliente a precio fijo en dólares por megawatt hora, asume el riesgo del costo del gas. Si el HSC explota, ellos pagan la diferencia. Cuando firman con la cláusula de «pass through» (que significa «te traslado el costo del combustible»), entonces el dolor recae sobre el usuario final. En cualquier caso, la relación comercial se pone bajo presión.
Usuarios calificados
Son los grandes consumidores industriales. Vidrieras, cementeras, acereras, plantas químicas, automotrices, centros de datos. Tienen permiso de la CRE para comprar gas o electricidad directamente del mercado, sin pasar por un intermediario tradicional.
Cuando no tienen cobertura financiera, son los que absorben el costo completo de un episodio como Fern. Y cuando ese costo aparece en su estado de resultados, suele aparecer todo concentrado en un solo trimestre.
El caso de una vidriera del Bajío
Pongamos un ejemplo concreto. Imaginemos una planta vidriera en el Bajío que consume 8,000 MMBtu de gas natural por día. Es un consumo de tamaño medio, suficiente para mantener encendidos sus hornos las veinticuatro horas. Su gas está indexado al precio HSC, más una base por el transporte hasta la planta.
Durante los cuatro días pico del 22 al 27 de enero, el precio promedio del HSC fue de 10.94 dólares. La factura por esos cuatro días sumó cerca de 350,000 dólares.
Si esa misma planta hubiera firmado en diciembre de 2025 un swap a 3.50 dólares por MMBtu, el nivel típico de los precios futuros para enero al cierre de ese mes, habría pagado 112,000 dólares por los mismos cuatro días.
La diferencia es de 238,000 dólares en menos de una semana.
Visto a nivel mensual, la factura completa de enero al precio promedio del HSC del mes (4.55 dólares) sumó cerca de 692,000 dólares. La misma planta con cobertura habría pagado 532,000 dólares, su presupuesto original. Un sobrecosto de 160,000 dólares en un solo mes. Para una vidriera con márgenes operativos de un solo dígito, ese dinero entra directo a la utilidad.
La parte que duele más no es enero. Es que esa misma empresa, al ver el desplome de los precios en febrero (2.34 dólares) y marzo (2.59 dólares), corre el riesgo de pensar que la cobertura no valía la pena. El comprador mexicano que sacó esa lectura es el que va a pagar el siguiente Fern sin protección.
Lo que viene en el resto de 2026
Los precios futuros que el mercado proyecta para el invierno 2026 a 2027 (lo que se llama curva forward, es decir, lo que cobran hoy por entregar gas en seis meses), ya han bajado más de 80 centavos desde los máximos de enero. Pero no han borrado toda la prima de riesgo. Y la temporada de huracanes en el Golfo de México aún no comienza.
Para los compradores mexicanos hay tres frentes que vale la pena seguir.
El primero, los reportes semanales de reservas de gas que publica la EIA estadounidense (la Administración de Información Energética). Son el mejor termómetro de cuánto colchón hay en el mercado.
El segundo, los pronósticos meteorológicos para el segundo semestre, en particular cualquier configuración del fenómeno La Niña que aumente el riesgo de huracanes.
El tercero, el avance del plan de extracción no convencional anunciado por la administración Sheinbaum. Aunque es una apuesta de varios años, va a modificar las expectativas del mercado conforme se vaya materializando.
Con información de InHedge Intelligence
