El frío extremo en Norteamérica volvió a tensionar la oferta de gas natural y expuso la vulnerabilidad estructural de México por su alta dependencia de importaciones y la fragilidad operativa del sistema energético.
Una nueva secuencia de frío extremo en amplias zonas de Norteamérica volvió a exponer una fragilidad conocida, pero no resuelta, del sistema energético regional. El gas natural, insumo central para la generación eléctrica y la industria mexicana, dejó de ser un supuesto de disponibilidad continua para convertirse otra vez en un factor de riesgo sistémico inmediato. No por una falla aislada, sino por la combinación de estrés climático, disrupciones operativas y una dependencia estructural que amplifica cualquier perturbación en el punto de origen.
El episodio no fue excepcional por su temperatura, sino por la forma en que tensó simultáneamente producción, transporte y asignación de gas en el sur de Estados Unidos. En varios hubs clave, el frío afectó la operación de pozos, redujo presiones efectivas en sistemas de gathering y obligó a priorizar consumo interno. El resultado fue una contracción rápida de la oferta disponible para exportación justo en el momento de mayor demanda regional. Cuando el sistema entra en esa lógica defensiva, el flujo transfronterizo deja de responder a contratos de largo plazo y comienza a operar bajo criterios de emergencia operativa.
Para México, esa transición es crítica. Más del 70 por ciento del gas natural que consume el país es importado desde Estados Unidos mediante gasoductos interconectados que no cuentan con almacenamiento estratégico suficiente del lado mexicano. La dependencia no es únicamente volumétrica, sino operativa. El sistema está diseñado para funcionar en flujo continuo, con mínimos inventarios y alta sincronización entre despacho eléctrico, transporte de gas y consumo industrial. En ese contexto, cualquier restricción aguas arriba se transmite casi de inmediato al balance interno.
La tensión se manifiesta primero en la operación física. Cuando el suministro se vuelve incierto, los operadores del sistema eléctrico enfrentan restricciones reales para sostener generación a gas en ciertas regiones. No se trata de apagones inmediatos, sino de una degradación progresiva del margen operativo. Se reduce la capacidad de respuesta ante picos de demanda, se incrementa el uso de combustibles alternos más caros o más contaminantes y se elevan los riesgos de indisponibilidad forzada en centrales críticas. La vulnerabilidad es mayor en zonas altamente gasificadas donde la diversificación tecnológica es limitada.
El riesgo no se detiene en la infraestructura. Se traslada al precio con la misma rapidez. La volatilidad observada en los mercados spot del sur de Estados Unidos durante esos días no es un fenómeno especulativo, sino la expresión de un sistema que prioriza continuidad local frente a compromisos externos. Para México, que importa gas indexado a referencias estadounidenses, esa volatilidad se traduce en costos inmediatos para la generación eléctrica y para industrias intensivas en energía. El impacto no siempre es visible en tarifas finales en el corto plazo, pero sí en los balances financieros de empresas productivas del Estado y grandes consumidores.
Desde el punto de vista regulatorio y de planeación, el episodio vuelve a poner sobre la mesa una contradicción estructural. México ha apostado por el gas natural como columna vertebral de su transición energética y de su competitividad industrial, pero sin desarrollar capacidades equivalentes de gestión de riesgo. La expansión de gasoductos fue más rápida que la construcción de almacenamiento, la diversificación de suministros o el fortalecimiento de esquemas de respaldo. El sistema funciona de manera eficiente en condiciones normales, pero muestra rigidez extrema ante eventos de estrés.
Las instituciones encargadas de la operación y coordinación del sistema gasífero y eléctrico, como CENAGAS, la Comisión Federal de Electricidad y Pemex, operan bajo marcos que privilegian la continuidad contractual y la eficiencia de costos en escenarios base. Sin embargo, cuando el suministro externo se ve comprometido por decisiones operativas en Estados Unidos o por restricciones impuestas en sistemas como ERCOT, el margen de maniobra nacional es limitado. No por falta de capacidad técnica, sino por diseño estructural.
El gas natural se ha convertido así en un vector de transmisión de riesgo sistémico. Un evento climático en el norte se traduce en tensión operativa en el centro del país y en presión financiera para sectores estratégicos. La interdependencia energética regional, que en condiciones normales es una ventaja competitiva, se transforma en un canal de vulnerabilidad cuando no existe una arquitectura de resiliencia equivalente.
Lo relevante del episodio de enero no es su carácter extraordinario, sino su recurrencia. Cada invierno severo reactiva la misma secuencia de ajustes defensivos en el mercado estadounidense y expone la misma fragilidad mexicana. La discusión ya no es si el gas natural es necesario para el sistema energético nacional, sino cómo se gestiona el riesgo inherente a depender casi por completo de flujos externos en un entorno climático y geopolítico cada vez más volátil. La respuesta no está en la coyuntura mediática, sino en la planeación operativa, en la inversión estratégica y en la aceptación de que la seguridad energética no se garantiza solo con contratos, sino con resiliencia física y sistémica.
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