Un gas más caro presionaría el MEM donde los ciclos combinados fijan precio. Claves para CFE y la industria: portafolios de gas, BESS, gestión de demanda y coberturas.
La señal que cruza hoy la conversación energética es incómoda y concreta: el gas natural que México importa mayoritariamente de EE. UU. podría duplicar su precio hacia 2026 (7–8 USD/MMBtu). Si ese escenario se materializa, el costo marginal eléctrico subiría en buena parte del país —donde los ciclos combinados marcan precio— y la CFE tendría que gestionar una pinza de presión: combustible más caro y mayor demanda por crecimiento industrial y nearshoring.
La fotografía de corto plazo se entiende por tres vectores. Uno, una matriz eléctrica con alta dependencia del gas: cuando sube el insumo, se mueven tarifas industriales, suministros calificados y, eventualmente, los costos del servicio básico. Dos, un ciclo de CAPEX térmico aún en curso: centrales heredadas que entran retrasadas y nuevos ciclos combinados previstos para 2028–2029. Tres, una exposición externa robusta: México rompe récord de compras de gas a EE. UU. y cada dólar extra por MMBtu pega directo en caja.
Precio marginal: en nodos donde el ciclo combinado sigue “marginalizando”, el alza del gas se traduce en ofertas más altas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Competencia tecnológica: a mayor costo térmico, renovables + BESS ganan terreno en PPAs corporativos y esquemas behind-the-meter.
Planeación de CFE: la entrada de nuevas plantas a 2028–2029 llega con combustible más caro si la curva no cede; la optimización de despacho (contratos de gas, swaps y almacenamiento operativo) será determinante.
Industria: usuarios intensivos en energía verán más valor en gestión de demanda, eficiencia y autoconsumo, especialmente en corredores con riesgo de congestión.
Riesgos inmediatos
Precio y tipo de cambio: dólar fuerte + gas caro = doble impacto en costos.
Congestión de red: si la energía más barata no puede fluir por límites 115/230/400 kV, el sistema paga el costo térmico local.
Exposición a spot: contratos con alta indexación a Henry Hub/WAHA sin coberturas o cláusulas de ajuste amplifican la volatilidad.
Palancas tácticas
CFE Generación: priorizar portafolio de suministros (mezcla de hubs, temporadas y productos), reforzar opciones de almacenamiento operativo y escalonar mantenimientos para aplanar picos de consumo.
CFE Suministro/Grandes Cargas: ampliar productos tarifarios con señales horarias, incentivos a gestión de demanda y PPAs de largo plazo donde el perfil del cliente lo permita.
Sector privado: PPAs con curvas horarias, cláusulas de indexación dual (gas + FX) y opciones de flex (BESS, reemplazo de cargas térmicas en proceso).
Pemex y upstream: acelerar proyectos de aprovechamiento de gas asociado y reducción de venteo; cada mmscfd recuperado es menor dependencia y menor intensidad de carbono.
Diversificación de fuentes: en una trayectoria de gas caro, BESS y gestión de demanda dejan de ser “complementos” para convertirse en infraestructura crítica de competitividad.
Transparencia y señales: publicar indicadores de costos de abastecimiento, pérdidas y congestión por corredor para ordenar inversiones privadas y priorizar refuerzos de red.
Hedging inteligente: coberturas a plazos y strikes escalonados; mejor un paraguas imperfecto que una exposición total a un invierno volátil.
Curva de entrada de proyectos: que la solución térmica no desplace la ventana de renovables + almacenamiento donde el LCOE ajustado por red ya es competitivo.
Si el gas roza 8 USD/MMBtu, el país tendrá una prueba de estrés: ¿podrá proteger el costo marginal sin frenar crecimiento? La respuesta no está en una sola tecnología, sino en portafolios de suministro, almacenamiento, red y demanda. Un sistema que anticipa paga menos que uno que reacciona.
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