México volvió a medir su dependencia del gas natural estadounidense en medio de temperaturas extremas. Durante agosto, las importaciones por ducto promediaron 8.09 Bcf/d y superaron el umbral de 8 Bcf/d durante varios días, mientras el norte del país enfrentaba temperaturas por encima de 115°F, equivalentes a cerca de 46°C.
El aumento fue impulsado por una necesidad inmediata: generar más electricidad para atender el uso intensivo de aire acondicionado en hogares, comercios, oficinas e instalaciones industriales. La ola de calor puso bajo presión a un sistema eléctrico cuya tecnología de respaldo más flexible sigue siendo el ciclo combinado alimentado con gas natural.
La noticia no se reduce a una cifra récord de importación. Muestra que el clima se ha convertido en un factor decisivo para el mercado de gas, la operación eléctrica y la seguridad energética nacional.
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La dependencia del gas natural importado de Texas
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Natural Gas Intelligence reportó que las compras mexicanas de gas estadounidense promediaron 8.09 Bcf/d durante agosto. Además, los flujos se mantuvieron por encima de 8 Bcf/d desde el lunes previo a la publicación de su reporte del 28 de agosto.
El mayor volumen llegó por el corredor del sur de Texas, que aportó 5.65 Bcf/d. Esto equivale a cerca de 70% del total importado en el periodo y confirma el peso estratégico de la infraestructura que conecta los mercados del sur texano con el noreste, centro, Golfo y sureste de México.
El dato es relevante porque el gas importado no sólo alimenta una región. Por medio de sistemas de transporte e interconexiones, el suministro procedente de Agua Dulce y otros hubs texanos llega a centrales eléctricas, instalaciones industriales y usuarios comerciales a lo largo de grandes corredores económicos.
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En el oeste, el gas de Waha, en la cuenca Permian, también conserva un papel central. Esa referencia de precio influye en el costo de suministro para el norte, occidente y parte del centro del país. Los precios competitivos de Waha y Agua Dulce han sido una de las razones para que el gas estadounidense mantenga ventaja frente a opciones domésticas más limitadas.
Una dependencia estructural
El consumo mexicano de gas natural aumentó de 7.7 Bcf/d en 2019 a 8.6 Bcf/d en 2024. La expansión del parque de generación eléctrica a gas, así como la actividad industrial y manufacturera, explica buena parte de ese crecimiento.
Mientras la demanda avanzó, la producción nacional no logró seguir el mismo ritmo. México se apoyó crecientemente en el gas estadounidense, abundante, conectado por ductos y, en la mayoría de los periodos, competitivo en precio.
En 2024, las exportaciones estadounidenses por gasoducto hacia México promediaron 6.4 Bcf/d, el nivel anual más alto registrado. En mayo de 2025 se alcanzó un récord mensual de 7.5 Bcf/d. El promedio de 8.09 Bcf/d observado este agosto muestra que la dependencia ya no es una tendencia gradual: se expresa en picos de demanda cada vez más altos.eia+1
El sistema tiene capacidad de importación. Los cuatro corredores principales —sur de Texas, oeste de Texas, Arizona y California— suman aproximadamente 14.8 Bcf/d de capacidad. En 2024 operaron con una utilización media de 43%, lo que parece indicar holgura.
Pero esa holgura es engañosa si se mira sólo en términos nacionales. La capacidad no está distribuida de manera uniforme y muchas regiones dependen de pocos ductos, estaciones de compresión o puntos de interconexión. Una falla localizada puede afectar a una entidad o a un corredor industrial sin que exista una escasez generalizada en la red binacional.
El antecedente de 2021
La tormenta invernal Uri dejó una lección clara. En febrero de 2021, el frío extremo en Texas elevó la demanda local, provocó interrupciones de producción y redujo los flujos de gas hacia México desde cerca de 6 Bcf/d hasta menos de 3.5 Bcf/d en cuestión de días.
Las consecuencias alcanzaron centrales eléctricas e industrias del norte mexicano. El episodio expuso la limitada capacidad de almacenamiento nacional y la falta de redundancia suficiente frente a interrupciones en el sistema estadounidense.
La ola de calor de 2026 plantea el riesgo inverso: en lugar de una caída abrupta de suministro por frío, el desafío es una demanda creciente por altas temperaturas. Ambos casos comparten la misma vulnerabilidad: la disponibilidad de gas y la confiabilidad eléctrica mexicana dependen de condiciones climatológicas, operativas y comerciales fuera del país.
LNG: nuevo competidor por moléculas
El sistema enfrenta una variable adicional. México está importando gas estadounidense para su propio consumo, pero también comienza a utilizar parte de esa molécula como insumo para exportar LNG.
Energía Costa Azul LNG, en Baja California, y las unidades de Fast LNG Altamira representan nueva demanda sobre la infraestructura gasífera. La capacidad en construcción identificada por la EIA rondaba 0.6 Bcf/d, volumen que puede competir con centrales eléctricas e industria por gas y capacidad de transporte en momentos de tensión.
La expansión del LNG puede generar inversión y actividad logística, pero requiere una coordinación estricta. Si los proyectos de exportación, el crecimiento industrial y la demanda eléctrica avanzan sin ampliar ductos, almacenamiento y producción disponible, el sistema podría enfrentar mayor volatilidad regional.
La ola de calor confirma que la seguridad eléctrica es también seguridad gasífera. México necesita aprovechar la integración con Estados Unidos, pero acompañarla con almacenamiento, rutas alternativas, información pública de capacidad y estrategias para reducir la vulnerabilidad ante eventos climáticos extremos.
📌 Ficha del caso:
- Promedio de agosto: 8.09 Bcf/d
- Flujos superiores a 8 Bcf/d: desde la semana del 24 de agosto
- Causa inmediata: ola de calor y mayor demanda de enfriamiento
- Temperaturas reportadas: por encima de 115°F, cerca de 46°C
- Fuente: Natural Gas Intelligence
