Guía ejecutiva para entender el mecanismo gas → costo marginal → PML → presión operativa en CFE/MEM y riesgos en contratos, despacho y planeación energética hacia 2026, más allá de la tarifa al usuario final.
Cuando el gas natural se encarece, el efecto relevante para el sistema eléctrico mexicano no empieza en el recibo doméstico, sino en el costo marginal con el que se despacha la última central necesaria para cubrir la demanda en cada hora. Ese número gobierna el tablero: define señales de precio en el Mercado Eléctrico Mayorista, recalibra riesgos de contratación para la industria, y cambia la prioridad real de mantenimiento, combustibles alternos y disponibilidad de unidades para CFE y para generadores privados.
La confusión típica es tratar el gas como una variable “de costo” y la electricidad como una “tarifa”. En operación, el gas actúa como variable de control de riesgo: si la matriz depende mayoritariamente de ciclos combinados, el precio del gas no solo encarece la energía, también encarece la confiabilidad porque eleva el costo de sostener reservas operativas, de tomar unidades menos eficientes para cubrir rampas, y de operar con márgenes de seguridad más estrechos cuando hay congestión o indisponibilidades.
El eslabón duro se llama heat rate: cuánta energía térmica necesita una planta para producir 1 MWh neto. En ciclos combinados modernos el heat rate es más competitivo; en unidades viejas o degradadas, el heat rate empeora y el impacto de gas caro se amplifica. A esto se le suma el costo variable no combustible (químicos, agua, consumos internos, operación) y, en escenarios de estrés, el costo de operar fuera del punto óptimo por rampas y restricciones.
El costo marginal del sistema en cada hora se forma con esa lógica: la unidad marginal, en el nodo marginal y con la restricción marginal. Cuando el gas sube, el costo variable de muchas centrales sube “en bloque”, y la unidad que marca el precio en más horas del día tiende a ser una térmica a gas. Ese cambio no requiere que suba “la tarifa”: basta con que la demanda obligue a despachar más horas a gas en condiciones menos eficientes o con congestión. El resultado es un PML más alto y más volátil, incluso si el público percibe cambios pequeños en la tarifa regulada.
La parte que casi nadie comunica: no es lo mismo gas caro con red holgada que gas caro con red congestionada. Con congestión, el sistema termina pagando centrales más caras “cerca” de la carga aunque existan centrales más baratas “lejos”. El precio final por nodo se fragmenta y la dispersión de PML deja de ser estadística: se vuelve un costo real para una planta industrial mal ubicada o mal contratada.
México hereda un rasgo estructural: la exposición al gas importado. En invierno, la volatilidad en Estados Unidos no solo mueve la molécula, mueve la disponibilidad logística y la prioridad de entrega, y eso se refleja en México como riesgo operativo, no como nota de mercado. Un ciclo combinado no “elige” no operar: si el sistema lo necesita, opera al costo que sea; y si no puede operar por presión de gas, mantenimiento o restricción operativa, el sistema paga alternativas más caras, con más emisiones y con más estrés en reservas.
Ese es el puente entre precio y confiabilidad: con gas caro, cualquier indisponibilidad térmica se castiga doble. Primero porque la energía marginal ya es cara; segundo porque la alternativa suele ser más cara todavía o más limitada por ubicación. Así se forman episodios en los que el costo marginal se separa de la narrativa de tarifas y se acerca a la narrativa de riesgo sistémico.
Para la industria, el punto crítico es contractual. Cuando el costo marginal sube, no todos los contratos absorben el shock igual. Un portafolio indexado a PML traslada variación al comprador; un PPA con precio fijo la traslada al vendedor, pero con cláusulas que suelen reabrir la conversación cuando hay congestión persistente, curtailment administrativo, cambios en costos de servicios conexos o modificaciones operativas que vuelven “no replicable” el perfil originalmente contratado.
En el despacho, el riesgo se materializa en tres frentes. El primero es la congestión: cuando el sistema no puede mover energía barata, paga energía cara local. El segundo son las rampas: horas de subida o bajada abrupta exigen unidades flexibles y disponibles; con gas caro, esa flexibilidad se vuelve más costosa y más escasa si hay mantenimiento diferido. El tercero son las garantías y coberturas: mercados y contratos requieren colaterales, garantías de pago y límites de exposición; cuando el costo marginal sube, sube la necesidad de garantías y se endurecen criterios de crédito, justo cuando muchos compradores industriales están ajustando CAPEX y liquidez.
Para CFE, el gas caro no es solo “costo de combustible”: es presión sobre subsidios, presión presupuestal sobre mantenimiento y repuestos, y presión política cuando el sistema entra a temporada crítica. El síntoma operativo es silencioso: diferimiento de mantenimientos no críticos, postergación de paros programados, mayor uso de unidades subóptimas y más dependencia de compras de emergencia.
La primera decisión es de gobernanza de datos: dejar de mirar solo la tarifa y empezar a monitorear costo marginal por región, dispersión nodal y horas de estrés. Para un CFO industrial, eso se traduce en presupuesto de energía que incluya escenarios de volatilidad, no solo promedio anual. Para un director de energía, implica mapear exposición por nodo y por ventana horaria.
La segunda decisión es contractual: revisar si los contratos reflejan la realidad operativa. No basta con “precio”. Hay que auditar qué pasa en congestión, qué pasa con curtailment, cómo se tratan cambios de régimen de precios, qué se considera evento de incumplimiento, y qué auditoría de medición y liquidación aplica cuando el sistema está estresado. En periodos de gas caro, los contratos se prueban en operación, no en el papel.
La tercera decisión es técnica-operativa: asegurar resiliencia. Eso significa capacidad de respuesta a rampas y a indisponibilidades, ya sea con flexibilidad interna (gestión de carga, generación in situ donde aplique, almacenamiento detrás del medidor) o con estrategia de suministro (portafolios, coberturas, capacidad firme). En 2026, el costo marginal no será una variable de análisis: será un determinante de competitividad industrial.
Todos los campos son obligatorios *
Escríbenos a
[email protected]
