El gas natural podría pasar de 3 a 8 USD/MMBtu en 2026. Explicamos cómo ese salto se trasladaría al costo marginal del sistema eléctrico, a las tarifas de CFE y a la competitividad de las industrias intensivas en energía en México.
Durante más de una década, buena parte de la competitividad eléctrica de México descansó en una premisa: gas natural abundante y barato proveniente de Texas. Sobre ese supuesto se construyó el andamiaje de política pública, la expansión de los ciclos combinados de CFE y buena parte del discurso de “electricidad competitiva” para la industria.
El nuevo Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025–2039 (PLADESE) rompe la ilusión de estabilidad. En sus escenarios de sensibilidad, el documento reconoce que el precio nivelado del gas natural podría escalar desde niveles cercanos a 3 USD/MMBtu hasta rangos próximos a 8 USD/MMBtu en escenarios altos, con impactos directos en la operación y expansión del Sistema Eléctrico Nacional.
Ese salto no es un ejercicio académico. La combinación de mayor demanda global de gas, tensiones geopolíticas, posibles ajustes comerciales en América del Norte y una red de transporte poco flexible coloca a México en una posición incómoda: un sistema eléctrico fuertemente gasificado, con más de 70% del gas importado y un margen muy limitado para absorber shocks de precio sin tocar tarifas o subsidios.
2026, en este contexto, deja de ser un año cualquiera del calendario y se convierte en un punto de estrés para la planeación eléctrica y para los estados de resultados de las empresas intensivas en energía.
En la práctica, el gas natural caro recorre una cadena clara antes de llegar al usuario final:
Precio de molécula: contratos indexados a hubs como Waha o Henry Hub, más base de transporte hacia México.
Costo marginal de generación: los ciclos combinados de CFE y de privados trasladan ese precio a su costo por MWh, sumando eficiencia térmica, arranques, mantenimientos y respaldo con otros combustibles.
Costo promedio del portafolio CFE: la empresa equilibra plantas más eficientes con centrales caras (diésel, combustóleo, carbón), que también se encarecen en los escenarios de sensibilidad del PLADESE.
Esquema tarifario: la metodología regulatoria toma esos costos de generación, transmisión y distribución, y los traduce a tarifas finales diferenciadas por segmento (doméstico de alto consumo, servicios, agricultura, industrial).
Decisión política: el Gobierno puede decidir cuánto del diferencial asume vía subsidio y cuánto traslada a la tarifa pagada por el usuario.
Mientras el gas estuvo en zona de 2–3 USD/MMBtu, el sistema podía permitirse episodios de volatilidad asumiendo costos extraordinarios, como se vio en crisis previas relacionadas con eventos climáticos severos. Pero si el escenario de 7–8 USD/MMBtu se vuelve más que una anécdota, el margen para proteger a todos los segmentos se reduce dramáticamente.
La tensión se vuelve binaria: o suben las tarifas para ciertos usuarios —típicamente industria y grandes comercios— o crece el subsidio con presión adicional sobre las finanzas públicas y, por extensión, sobre la propia CFE.
El PDSE y los planes de expansión asociados reconocen una realidad incómoda: el consumo eléctrico está cada vez más concentrado en unas cuantas actividades industriales, mientras que el número de usuarios sigue dominado por el sector residencial. El resultado es asimétrico: pocos grandes consumidores explican buena parte de la demanda y cualquier ajuste en tarifas industriales tiene impacto inmediato en costos de producción, precios finales y decisiones de inversión.
Entre los sectores que más resentirían un 2026 de gas caro destacan:
Acero, cemento y vidrio: cadenas intensivas en calor de proceso y electricidad para hornos, molienda y compresión. Un aumento de doble dígito en tarifas puede erosionar márgenes y obligar a diferir expansiones en regiones con congestión de red.
Químico-petroquímico y plásticos: el gas no sólo es combustible, también insumo. Cuando la molécula sube, el golpe es doble: mayores costos energéticos y mayor costo de feedstock.
Automotriz y autopartes: plantas que ya operan con métricas finas de eficiencia energética verían estrecharse el margen entre producir en México o mover parte de su capacidad a otros nodos del T-MEC con electricidad más predecible.
Data centers y cloud: la ola de inteligencia artificial y centros de datos de alta densidad eléctrica requiere energía competitiva, estable y predecible a 15–20 años. Una matriz altamente dependiente de gas caro, con transmisión saturada, es un factor de riesgo en la competencia global por estos proyectos.
Parques industriales del nearshoring: corredores en el norte, Bajío y sureste que ya enfrentan retos de capacidad de transmisión y distribución. Ahí, un incremento en tarifas se combina con restricciones físicas, generando un cóctel complicado para nuevos anclajes industriales.
En todos los casos, el gas caro no actúa solo; amplifica problemas preexistentes: congestión nodal, falta de redundancia en líneas de transmisión, saturación de transformadores y retrasos en proyectos de refuerzo.
El PLADESE 2025–2039 integra, por primera vez en un solo documento, la ruta de expansión de generación (PVIRCE), transmisión y distribución. Eso permite leer el riesgo de tarifas no sólo desde la óptica del combustible, sino también de la geografía de la red.
Hay al menos tres capas de vulnerabilidad que se superponen:
Gasificación del parque de generación
El portafolio de proyectos hacia 2039 sigue privilegiando centrales de ciclo combinado y plantas que, aun cuando incorporan hidrógeno hacia el final del periodo, dependen en gran medida del gas natural en su etapa inicial. El resultado es un sistema donde el costo marginal en horas pico estará atado por muchos años al comportamiento del gas importado.
Nodos de alta demanda con transmisión limitada
Planes de expansión 2025–2030 reconocen la necesidad de reforzar la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución en regiones industriales donde la congestión ya genera precios locales elevados y curtailment de renovables. Si el gas se encarece sin que estas obras entren a tiempo, los nodos industriales verán incrementos más agresivos que el promedio nacional.
Dependencia de ductos y del SISTRANGAS
Desde 2015, la longitud de los sistemas de transporte operados por el gestor del sistema de gas no ha variado de forma significativa, lo que implica un margen reducido para desviar flujos o responder a contingencias con rutas alternativas. En un escenario de precio alto, cualquier evento en Texas, en los gasoductos fronterizos o dentro del propio SISTRANGAS puede multiplicar su impacto sobre costos eléctricos.
La lectura combinada es clara: el precio del gas opera como detonador, pero la magnitud del daño depende de cuán avanzados estén los proyectos de transmisión, almacenamiento y redundancia de gasoductos que hoy sólo existen en papel o en fases iniciales.
El discurso oficial y corporativo suele presentar a las renovables y al almacenamiento con baterías (BESS) como antídoto casi automático frente a la volatilidad del gas. El PDSE recoge esa narrativa al incorporar metas de mayor participación de tecnologías limpias y proyectos específicos para reforzar la red.
Sin embargo, la realidad operativa es más compleja:
Las renovables reducen el consumo de gas en horas de alta irradiación o viento, pero no eliminan la necesidad de centrales térmicas para respaldo y servicios auxiliares.
Los BESS pueden desplazar energía en el tiempo y aliviar congestión local, pero su modelo de negocio, al menos en el corto plazo, sigue referenciado al mercado de energía y a la estructura de tarifas existentes.
Sin una reforma de fondo a los esquemas de precios nodales, servicios complementarios y señales de inversión en transmisión, la penetración de renovables y BESS puede quedar atrapada en cuellos de botella, replicando el problema que hoy ya se observa en varias regiones.
En un escenario de gas a 7–8 USD/MMBtu, las renovables y el almacenamiento pueden mitigar parte de la presión, pero no evitar que la curva de tarifas se mueva hacia arriba, especialmente en segmentos que hoy ya pagan tarifas cercanas al costo real del sistema.
Un crédito más caro y un gas más caro convergen en el mismo punto: el costo de capital de los proyectos energéticos.
Las actas recientes de política monetaria han mostrado la dificultad de reducir de forma agresiva la tasa de referencia en un entorno de inflación subyacente aún por encima del objetivo y con presiones de costos de construcción, acero, equipos eléctricos y tecnología. En energía, esto se traduce en:
Proyectos regulados por la autoridad de energía eléctrica: centrales de generación, líneas de transmisión privadas, BESS de terceros y esquemas de abasto dedicados enfrentan tasas de descuento más altas y bancos más cautelosos. Los plazos se alargan y los requerimientos de garantías se endurecen.
Proyectos regulados por la autoridad de seguridad y medio ambiente: terminales de combustibles, gasoductos, plantas de gas natural licuado y proyectos de almacenamiento requieren CAPEX elevado, largos periodos de desarrollo y una regulación técnica exigente. Cuando el costo financiero sube, cualquier retraso en permisos o ajustes regulatorios tiene un costo explícito mayor.
Contratos de suministro y PPAs: tanto la industria como los desarrolladores se ven obligados a reexaminar cláusulas de indexación, pas-through de combustibles y esquemas de renegociación. Un error de diseño puede dejar a una de las partes atrapada en contratos inviables justo cuando el gas y el costo de capital se alinean al alza.
Proyectos de almacenamiento y gasoductos: infraestructura que en teoría debería amortiguar los shocks de precio se vuelve más difícil de financiar cuando los flujos futuros se perciben inciertos y la regulación tarifaria no ofrece señales claras de recuperación de la inversión.
El resultado es un círculo vicioso: el gas se encarece, el costo marginal sube, los proyectos que podrían ayudar a reducir la vulnerabilidad enfrentan financiamiento más caro y, en consecuencia, tardan más en llegar al sistema.
Para las empresas que saben que su factura eléctrica 2026–2030 no es un detalle operativo, sino un factor estratégico, el mensaje del PDSE y de los escenarios de gas es inequívoco: la etapa del “gas eternamente barato” terminó.
Algunas líneas de acción que ya se están viendo entre jugadores avanzados del mercado incluyen:
Mapear exposición nodal: entender en qué nodo o región del sistema se encuentra cada planta, qué proyectos de transmisión están planeados y cuándo entran. La ubicación hoy es casi tan importante como el volumen consumido.
Simular escenarios de gas y tipo de cambio: no basta con una proyección central; el rango de 3–8 USD/MMBtu es, en sí mismo, la señal de que la planeación debe ser estocástica, no determinista.
Revisar contratos de suministro: detectar cláusulas de indexación que puedan volverse tóxicas en un 2026 de gas caro, y evaluar estrategias de diversificación entre distintas modalidades de contrato.
Explorar autoconsumo y generación en sitio: en algunos casos, la combinación de renovables on-site, cogeneración eficiente y sistemas de gestión de la demanda puede suavizar la curva de costos, siempre y cuando los permisos, la regulación y la red local lo permitan.
Incorporar el riesgo energético en el comité de inversiones: proyectos industriales, expansiones de planta, data centers y centros logísticos necesitan un capítulo específico de riesgo energético, al nivel del riesgo financiero o cambiario.
Aquí es donde la inteligencia regulatoria y la analítica dejan de ser un lujo y se convierten en insumo básico para no tomar decisiones a ciegas.
Si 2026 marca el inicio de una etapa de gas más caro y tarifas más tensas, la diferencia entre reaccionar tarde y anticiparse estará en la calidad de los modelos que cada empresa tenga sobre su propio riesgo energético.
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