El costo de la electricidad en México se define, en la práctica, por la disponibilidad y el precio del gas natural que alimenta al parque termoeléctrico más eficiente. Con base exclusivamente en supuestos oficiales de SENER, este análisis explica por qué el gas domina el costo marginal, cómo se modela su precio en la planeación 2025–2039 y qué señales estructurales deja para enero de 2026 en tarifas, industria y hogares.
En México, la discusión sobre costo eléctrico suele confundirse con “tarifas” o con eventos coyunturales de precio. Pero el determinante estructural es más básico: qué combustible fija el costo marginal de generación la mayor parte del tiempo y qué tan expuesto está el sistema a ese insumo. En la arquitectura actual del Sistema Eléctrico Nacional, ese rol lo ocupa el gas natural, porque es el energético que alimenta de forma dominante a las centrales térmicas más eficientes (ciclo combinado y turbogás) y, por tanto, el que más pesa en el costo variable del MWh cuando la demanda requiere despacho térmico.
SENER lo reconoce de forma directa al describir al gas como “insumo primordial” y al documentar que, entre 2013 y 2024, el sector eléctrico fue el mayor consumidor de gas natural dentro del sistema, reflejando el peso creciente del ciclo combinado y turbogás en la matriz.
Para entender cómo se “manifiesta” esta relación en enero de 2026 con un lente oficial, conviene mirar qué precio de gas está usando SENER para planear y cómo ese precio tensiona (o alivia) el costo de operación del sistema.
En el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico (PLADESE) 2025–2039, SENER presenta una trayectoria de precios de combustibles para el horizonte de planeación. Para gas natural, el cuadro de evolución de precios ubica el supuesto alrededor de 5.30 USD/GJ en 2025, descendiendo marginalmente a ~5.12 USD/GJ en 2030 y a ~5.07 USD/GJ en 2039.
Traducido a la unidad más usada por el mercado (MMBtu), esos supuestos equivalen aproximadamente a ~5.6 USD/MMBtu en 2025, con ligera baja hacia el final del horizonte (conversión técnica: 1 MMBtu ≈ 1.055 GJ).
Más importante aún: SENER también incorpora un escenario de sensibilidad “alto” para precios de combustibles nivelados 2025–2039. En ese ejercicio, el gas natural pasa de 5.04 USD/MMBtu (base) a 7.15 USD/MMBtu (alto), un incremento de 42% en el costo del insumo dentro del modelo.
Esa banda no es un pronóstico “de mercado diario”; es una señal oficial de planeación: SENER está diciendo que, si el gas se encarece de forma sostenida, cambia la competitividad del despacho térmico y sube el costo operativo del sistema, con implicaciones directas para cómo se diseñan adiciones de capacidad y necesidades de red.
1) Tarifas y costo de suministro (lo que sí se mueve con el gas):
Cuando el gas domina el costo variable del parque eficiente, el costo de abastecer energía (especialmente en horas donde se requiere térmica) tiende a moverse con ese insumo. Aun sin usar precios diarios, el mensaje de enero de 2026 es estructural: si el “piso” de planeación del gas es de esa magnitud y existe un caso oficial “alto”, la presión de costo se vuelve un componente relevante del año para el suministro, particularmente en sistemas/regiones donde la flexibilidad depende de ciclo combinado y la confiabilidad está amarrada a continuidad de combustible.
2) Industria (la lectura correcta es riesgo de costo y de continuidad):
Para usuarios intensivos (acero, cemento, química, data centers, manufactura exportadora), el gas afecta por dos vías: (i) costo marginal del MWh que termina formando expectativas de precio/costo de energía, y (ii) riesgo operativo ante restricciones de transporte/suministro. SENER enmarca al SISTRANGAS como red clave de abastecimiento a centrales y describe la escala y función estratégica del sistema para garantizar entrega de combustible.
En la práctica, esto empuja a que 2026 se gestione menos como “optimización de tarifa” y más como gestión de exposición: estructura contractual, flexibilidad operativa y cobertura de escenarios.
3) Hogares (por qué “gas más barato” no siempre se siente igual):
Aunque el gas sea el principal determinante del costo de generación, el traslado a recibos depende de diseño tarifario, calendarios regulatorios, subsidios/estacionalidad y pérdidas. Lo que sí es constante es el mecanismo: si el sistema necesita térmica a gas para abastecer demanda y asegurar confiabilidad, el gas ancla el costo de producir la electricidad que llega al usuario final. El consumidor percibe el resultado final; el sistema lo vive antes, en el despacho y en los costos de operación.
Enero de 2026 deja una lectura útil: el Gobierno está planeando con un gas que permanece materialmente relevante en costo, y explícitamente prueba un caso donde el gas es más caro y “pega” en la operación y expansión del SEN.
Para ejecutivos industriales y responsables de energía, el checklist real (no de “precio diario”) se parece a esto:
Señal 1: la banda oficial de sensibilidad del gas. Si el sistema se acerca a un entorno más parecido al caso “alto”, la presión sobre costos operativos del despacho térmico crece y la planeación de consumo/producción debe incorporar ese estrés.
Señal 2: dependencia operativa de ciclo combinado y continuidad de suministro. SENER documenta al sector eléctrico como mayor consumidor y al SISTRANGAS como red crítica de abastecimiento: eso convierte al gas en un punto de control operativo, no solo de costo.
Señal 3: decisiones de contratación y flexibilidad. En un sistema donde el gas fija costo marginal, la ventaja competitiva no es “adivinar el precio”, sino diseñar contratos/operación para no quedar expuesto a un solo escenario (capacidad firme, flexibilidad horaria, estrategia de gestión de riesgo energético y disciplina de medición/consumo).
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