México vive “enchufado” al gas texano. En la última década, el país construyó un sistema eléctrico cada vez más dependiente del gas natural importado por ducto desde Estados Unidos, sobre todo de Texas. Esa interdependencia ha traído gas barato y abundante… hasta que deja de fluir. El episodio más claro fue el invierno de 2021 (tormenta Uri): el congelamiento en Texas recortó exportaciones y provocó apagones en el norte de México, exponiendo nuestra falta de almacenamiento y planes de contingencia.
Este artículo explica qué pasaría si de nuevo se corta el gas, qué tan grande es hoy la dependencia, y qué debe contener un plan interno realista para blindar a México en los próximos cinco años.
1) La foto actual: dependencia estructural
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Importaciones récord por ducto. En 2024 y 2025 México marcó nuevos máximos de gas importado desde EE. UU. por encima de 6.2 Bcf/d (miles de millones de pies cúbicos diarios), y estacionalmente por arriba de 7 Bcf/d en verano. La EIA y firmas de análisis confirman el salto.
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Participación en la oferta. Distintas fuentes sitúan la dependencia de importaciones en torno a 60–70% del consumo nacional (variando por mes y metodología).
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Ductos clave. La ruta marina Sur de Texas–Tuxpan (2.6 Bcf/d, 42″) y el sistema Wahalajara (conexión Waha–Bajío/Occidente) son las arterias principales que alimentan CFE e industria.
En síntesis: la molécula crítica para mover turbinas en México cruza la frontera todos los días.
2) ¿Qué pasa si se corta el gas de Texas?
El principal riesgo no es teórico; ya ocurrió. Durante la tormenta Uri (febrero 2021), Texas priorizó su propio abasto y el flujo a México se redujo; CENACE aplicó cortes de carga y se dispararon los precios spot. Desde entonces Texas endureció reglas de “weatherization”, pero vulnerabilidades persisten en picos de frío o calor extremos.
Efectos inmediatos esperables:
Despacho eléctrico forzado a combustibles líquidos (combustóleo/diésel) en plantas dual-fuel; funciona como seguro, pero es más costoso y contaminante.
Llamadas de emergencia a GNL (LNG) por Altamira/Manzanillo; es gas más caro y logísticamente más lento que el ducto.
Racionamiento industrial y picos de precio en hubs locales por restricción de capacidad.
El saldo: impacto económico (costos y paros), impacto ambiental (más combustóleo) y riesgo reputacional para la seguridad energética.
3) Capacidad de respuesta de corto plazo (0–12 meses)
a) Máximo aprovechamiento LNG “de emergencia”.
Altamira y Manzanillo permiten inyectar volúmenes moderados para balancear, aunque el costo por MMBtu es superior al gas texano en ducto. Operadores reportan capacidad de regasificación relevante en Altamira y un uso histórico flexible en Manzanillo para aliviar cuellos.
b) Protocolos de combustible alterno en generación.
CFE mantiene proyectos de ciclos combinados con respaldo diésel y conversión de plantas que históricamente quemaban combustóleo (caso Tula). Es una red de seguridad con penalización en costos/emisiones.
c) Gestión de demanda y priorización industrial.
En contingencias, la reducción temporal de carga (peak shaving) industrial evita apagones masivos; requiere reglas claras y contratos de “interruptible” con señales de precio.
4) El talón de Aquiles: no hay almacenamiento estratégico
Desde 2018 existe una política para crear 45 Bcf (≈5 días) de inventario estratégico en cavernas/campos agotados (proyecto JAF en Veracruz). No se ejecutó; tras 2021 se reabrió la discusión, pero México sigue sin reservas significativas. Urge licitar, financiar y construir.
Sin almacenamiento, cualquier choque (clima, paros, política) pega directo al sistema.
5) ¿Y el “plan interno”? Tres ejes indispensables (12–48 meses)
Eje 1 — Más molécula nacional (rápida y responsable).
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Captura de gas asociado: Pemex aún quema/ventea volúmenes significativos por restricciones de infraestructura. Priorizar compresión, recolección y tratamiento eleva oferta sin nuevos yacimientos y recorta metano (compromisos climáticos y financiamiento verde).
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No convencionales (debate sobre fracking): En 2025 resurgió el tema con anuncios y planes para evaluar yacimientos “complejos”. Cualquier giro debe transparentar costos, agua, metano y licenciamiento social. El debate está abierto y con señales mixtas de gobierno y Pemex; tomarlo como complemento, no sustituto, y acotado a pilotos con estándares internacionales.
Eje 2 — Almacenamiento y resiliencia de red.
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Ejecutar los 45 Bcf en 2–3 fases (10/15/20 Bcf) con capacidad de retiro alto para eventos de punta.
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Mercado secundario en SISTRANGAS y flexibilidad operativa (linepack, nominaciones intradía). Hoy expertos señalan falta de mercado secundario y de incentivos de flexibilidad; hay que corregir.
Eje 3 — Diversificación logística.
6) Señales que debe vigilar el regulador (y el mercado)
Alertas ERCOT y pronósticos de frío/calor extremos en Texas (riesgo de curtailments y precio)
Flujos fronterizos diarios (EIA) y presión en hubs Waha/Agua Dulce (basis)
Avances de almacenamiento (CENAGAS) y reglas de capacidad secundaria.
Trayectoria de demanda de CFE e inversiones en nuevos CCGTs/dual-fuel.
Definición política sobre no convencionales (fracking): si habrá pilotos, dónde y bajo qué salvaguardas
7) ¿Qué gana México con un plan serio?
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Seguridad energética: menos probabilidad de apagones ante choques climáticos o políticos.
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Costo total menor: almacenar y gestionar bien suele ser más barato que comprar GNL de emergencia o quemar diésel.
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Clima y financiamiento: capturar metano y reducir venteo destraba crédito y mejora la percepción ESG de Pemex y CFE.
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Poder de negociación: con almacenamiento y rutas alternas, México negocia mejor sus contratos transfronterizos.
Conclusión
Mientras Texas siga siendo el “pulmón” de nuestro gas, México estará expuesto a sus climas, su regulación y su política. La respuesta no es cerrar la frontera ni apostar todo a una sola carta (fracking o GNL), sino equilibrar el portafolio: capturar más gas asociado, construir almacenamiento estratégico, fortalecer la red y mantener opciones logísticas. Ese es el camino para que, cuando vuelva el próximo choque, el sistema responda sin apagones ni sobresaltos.
Ricardo Zaleta Gea