México está encaminado a cerrar septiembre con importaciones récord de gas natural estadounidense. Los flujos promediaron 7.91 Bcf/d hasta el 21 de septiembre, 10.2% por encima del mismo mes de 2025, impulsados por entregas desde el sur y oeste de Texas.
Por qué importa: el dato confirma que el gas texano se volvió indispensable para sostener electricidad, industria y expansión logística en México. También eleva la exposición del país a precios, clima y capacidad de ductos en Estados Unidos.
El dato que mueve al mercado
El promedio de 7.91 Bcf/d coloca a septiembre al nivel de los máximos históricos de importación. Falta una semana de flujos para confirmar el cierre mensual, pero la tendencia ya refleja un verano de envíos excepcionalmente altos.
La gráfica de NGI muestra tres señales:
- Las exportaciones de Estados Unidos hacia México se mantienen cerca de 8 Bcf/d, una zona que hace apenas dos años parecía excepcional.
- Waha, el precio de referencia del Permian, se recuperó desde los mínimos de primavera, pero México mantuvo una demanda elevada.
- Agua Dulce, en el sur de Texas, se sostiene cerca de US$2-3/MMBtu y continúa como una referencia central para el gas que entra al noreste y al Golfo de México.
La clave: México está importando mucho gas incluso cuando el descuento de Waha se redujo. Eso indica que los flujos ya no dependen solamente de una oportunidad de precio: responden a consumo eléctrico, demanda industrial, contratos de transporte y mayor conectividad física.
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Texas sostiene la demanda
El sur de Texas es el gran motor de los envíos. Sus gasoductos alimentan el noreste mexicano, corredores industriales de Tamaulipas y Nuevo León, sistemas que llegan al centro y al Golfo, además de infraestructura vinculada con proyectos de LNG.
El oeste de Texas es el segundo eje. Desde la cuenca Permian, el gas referenciado en Waha llega hacia Chihuahua, Sonora, Baja California, el Bajío y el centro-occidente mediante redes transfronterizas e interconexiones nacionales.
El contexto: la capacidad conjunta de importación desde Estados Unidos por los corredores de Texas, Arizona y California suma alrededor de 14.8 Bcf/d. En 2024, el sistema operó con una utilización media de 43%, lo que sugiere que existe capacidad agregada disponible, pero no garantiza suministro uniforme en cada región o punto de entrega.
El verano dejó una nueva base
El calor extremo elevó el uso de aire acondicionado y el despacho de centrales eléctricas de ciclo combinado. En agosto, México importó en promedio 8.09 Bcf/d y mantuvo flujos superiores a 8 Bcf/d durante varios días.
Septiembre no muestra una caída abrupta. Con 7.91 Bcf/d hasta el día 21, las compras siguen cerca de los máximos aun cuando el verano empieza a perder intensidad. Esto revela que el mercado mexicano tiene una nueva base de consumo, sostenida no sólo por el clima, sino también por la actividad manufacturera, la urbanización y el crecimiento de infraestructura energética.
Lo que cambia: el gas estadounidense dejó de ser únicamente una válvula para emergencias o picos de consumo. Ahora es el combustible marginal de gran parte del sistema eléctrico y una condición de competitividad para industrias de exportación.
Oportunidad y vulnerabilidad
La integración gasífera con Estados Unidos aporta ventajas: acceso a grandes volúmenes, precios generalmente competitivos y flexibilidad para atender el consumo industrial y eléctrico.
Pero tiene un costo estratégico. México importa aproximadamente tres cuartas partes de su gas de Estados Unidos, según análisis del Dallas Fed.
Una tormenta invernal, mantenimiento de ductos, congestión en el Permian, recuperación de precios en Waha, alta demanda estadounidense de LNG o restricciones de compresión pueden trasladarse rápidamente al mercado mexicano.
El riesgo no es abstracto: la tormenta Uri de 2021 mostró que la dependencia de una sola región proveedora puede provocar disrupciones de suministro y problemas eléctricos en el norte mexicano.
LNG suma competencia
México ya no importa gas sólo para usarlo en centrales eléctricas o fábricas. También empieza a transportarlo hasta terminales de licuefacción para enviarlo a mercados internacionales.
Energía Costa Azul, en Baja California, y terminales del Golfo mexicano añaden demanda sobre la infraestructura. Esto puede atraer inversión, pero obliga a coordinar el crecimiento de LNG, industria y demanda eléctrica para evitar cuellos de botella regionales.
Qué sigue: el cierre de septiembre confirmará si se rompe el récord mensual. Pero el mensaje central ya está claro: México depende cada vez más de Texas para mantener encendida su economía.
📌 Ficha del caso
- Promedio de importaciones: 7.91 Bcf/d hasta el 21 de septiembre de 2026
- Variación anual: 10.2% frente a septiembre de 2025
- Principal origen: Sur y oeste de Texas
- Referencias de precio: Agua Dulce y Waha
- Promedio de agosto: 8.09 Bcf/d
- Capacidad de importación binacional: Cerca de 14.8 Bcf/d
- Uso promedio de capacidad en 2024: 43%
- Motores de demanda: Generación eléctrica, calor, industria y nueva infraestructura
- Riesgos: Clima, ductos, precios texanos, LNG y falta de almacenamiento
- Dato pendiente: Promedio final de septiembre y distribución regional de los flujos
