Qué significa 'días de inventario' en gas natural y cómo cambia contratos, continuidad operativa y riesgo para CFE e industria intensiva entre 2026 y 2028.
El tema de las reservas de gas natural volvió a la mesa en 2025–2026 por una razón menos política y más incómoda: la economía mexicana opera sobre un insumo que se comporta como infraestructura, no como commodity. Cuando el gas fluye, la industria lo trata como un servicio continuo y “dado”. Cuando el gas se interrumpe, se revela como el eslabón que define si una planta produce, si una ciudad mantiene presión eléctrica y si un contrato se ejecuta o se litiga. En ese contexto, pasar de un sistema que vive con 2.5 días de inventario implícito a uno que busca 10 días no es un ajuste logístico; es un cambio de régimen de riesgo, con consecuencias directas en contratos, diseño de suministro y continuidad operativa para generación y grandes consumidores.
La conversación, además, ya no gira alrededor de la volatilidad diaria ni de la temporada invernal como anécdota. Gira alrededor de algo más estructural: en un sistema eléctrico e industrial que depende del gas para operar con costos competitivos, el inventario deja de ser un “seguro” opcional y se convierte en una pieza de arquitectura del sistema. El problema es que, a diferencia del diésel en un tanque o del combustóleo en una terminal, el gas natural se almacena con restricciones físicas, operativas y comerciales que obligan a redefinir cómo se contrata, cómo se asigna riesgo y cómo se evidencia la continuidad.
“Días de inventario” es un indicador simple en apariencia: cuántos días puede sostenerse el consumo nacional o regional de gas si el flujo de suministro se reduce drásticamente. Pero en gas natural no se trata de un número estático guardado en una bodega. Se trata de una capacidad efectiva de respuesta, construida por tres capas: almacenamiento físico disponible, contratos que permiten inyectar y retirar ese gas con prioridad, y un esquema operativo capaz de mover la molécula a los nodos donde la demanda es crítica.
Por eso el KPI no mide solo volumen; mide capacidad utilizable. Un país puede tener molécula “en algún lugar” y aun así tener pocos días de inventario efectivo si no puede retirar a la velocidad necesaria, si los contratos no otorgan firmeza, o si la infraestructura de transporte no permite llevar el gas a los centros de carga. En términos prácticos, cuando alguien habla de pasar de 2.5 a 10 días, está hablando de multiplicar la resiliencia del sistema ante eventos disruptivos. Pero esa resiliencia no se compra solo con cavernas o tanques; se compra con reglas de asignación, prioridades de retiro, penalidades y derechos contractuales que se activan bajo estrés.
También hay una dimensión crítica que rara vez se admite en el discurso público: los días de inventario no son “para no fallar nunca”. Son para ganar tiempo. Un inventario de 10 días no elimina el riesgo; lo administra. Permite que una interrupción de suministro no se convierta en una crisis inmediata y desordenada, y da margen para reconfigurar despachos eléctricos, redistribuir cargas industriales, activar combustibles alternos y renegociar nominaciones sin apagar el sistema.
Cuando se dice “reservas” en gas natural, el mercado suele mezclar conceptos que operativamente no son equivalentes. En el lenguaje de continuidad, una reserva efectiva debe cumplir con tres propiedades: disponibilidad, retirabilidad y entregabilidad. Disponibilidad significa que la molécula existe y está comprometida para el fin de seguridad, no “en teoría” para trading. Retirabilidad significa que puede extraerse a la tasa requerida cuando ocurre el evento, y no solo en promedio mensual. Entregabilidad significa que puede llegar al punto donde se necesita, con capacidad de transporte y compresión suficiente, incluso bajo condiciones degradadas.
La realidad técnica es que el gas se almacena en modalidades con perfiles distintos: almacenamiento subterráneo con alta capacidad pero tasas de retiro y restricciones geológicas específicas; almacenamiento en forma de LNG con perfiles distintos de entrega y regasificación; y almacenamiento operativo “en línea” dentro de la propia red, que existe pero es limitado y no sustituye una estrategia de inventario. Cada modalidad se comporta distinto en un evento y, por lo tanto, exige contratos y reglas distintas.
En un sistema como el mexicano, el reto adicional es que la reserva debe dialogar con la red existente. Si el inventario se concentra lejos de los nodos industriales o de generación, el beneficio se reduce. Por eso el concepto de “10 días” obliga a hablar de geografía, de cuellos de botella, de capacidad firme de transporte y de mecanismos para priorizar a quién se le entrega gas cuando el sistema se estresa. En otras palabras, las reservas no son una bodega nacional; son un sistema de prioridades.
El salto de 2.5 a 10 días sería irrelevante si no se traduce en contratos. En gas natural, el riesgo se asigna con lenguaje legal y con instrumentos de nominación y firmeza. La reserva cambia la conversación contractual porque introduce una nueva figura implícita: el derecho a continuidad respaldado por inventario. Y ese derecho tiene que pagarse y definirse.
Para contratos de suministro, esto reabre la frontera entre servicio firme e interrumpible. El mercado mexicano ha vivido años donde la “firmeza” se entendía como una promesa operativa y no como un derecho respaldado por inventario y transporte. Con reservas, la firmeza puede convertirse en un producto verificable: un comprador puede exigir que su continuidad esté respaldada por almacenamiento, con reglas claras de priorización en caso de evento y con penalidades si el proveedor no entrega.
Para PPAs y contratos bilaterales eléctricos, el efecto es aún más directo. Una central a gas con PPA se vende como confiable, pero su confiabilidad real depende de su gas. Si el sistema se mueve hacia reservas y hacia contratos más estrictos, los PPAs tenderán a incorporar obligaciones y warranties sobre suministro de gas, cláusulas de curtailment administrativo por falta de combustible, y una redefinición de force majeure. La pregunta deja de ser “hubo un evento externo” y se vuelve “se activaron las reservas y quién tenía derecho a ellas”.
La parte más sensible es el litigio. En sistemas sin inventario, force majeure se invoca porque la molécula no llegó. En sistemas con inventario, el debate cambia: si existía reserva, por qué no se asignó, bajo qué criterio, quién fue prioritario, qué contrato tenía derecho de retiro, y si la falta de entrega fue una imposibilidad física o una decisión de asignación. Ese cambio vuelve más sofisticado el riesgo legal y obliga a que los contratos describan escenarios de estrés con precisión quirúrgica.
Para industria intensiva, la reserva no es un tema de política energética. Es un rediseño de su matriz de riesgo. Una planta que opera con gas como insumo o como energía deja de depender solo de su contrato y empieza a depender de la arquitectura del sistema: si su proveedor tiene acceso a inventario, si su transporte es firme, si su nodo es prioritario, y si tiene capacidad interna de seguir operando cuando se le reduzca el suministro. En práctica, esto obliga a muchas industrias a formalizar planes de continuidad que hoy existen solo como conocimiento tácito: capacidad de switching, inventarios alternos, acuerdos de reducción de carga y procedimientos para proteger equipos ante cortes.
Para CFE, el punto es sistémico. La empresa vive la tensión de operar un parque térmico dependiente de gas en un país con baja holgura de inventario. Si se avanza hacia 10 días, CFE gana un instrumento para administrar riesgo y evitar apagones por falta de combustible. Pero también hereda una responsabilidad contractual y operativa: definir criterios de priorización, coordinar consumo eléctrico y consumo de gas, y sostener un sistema de despacho que no se rompe cuando el gas se administra como recurso escaso.
Para grandes consumidores, la reserva abre una negociación inevitable: cuánto están dispuestos a pagar por firmeza respaldada por inventario. En un mundo de nearshoring y demanda creciente, la continuidad vale más. Pero pagar por continuidad implica aceptar contratos más exigentes, auditorías más frecuentes y un régimen de evidencia donde el suministro deja rastro. Quien no entre a ese juego seguirá comprando “barato” hasta el día que no haya molécula.
Entre 2026 y 2028, el mercado tenderá a dividirse entre quienes operan con gas como servicio y quienes lo contratan como infraestructura crítica. Los primeros seguirán viviendo con interrumpibilidad disfrazada y con planes de contingencia improvisados. Los segundos construirán un stack de continuidad: contratos firmes con prioridad, acceso a inventario, capacidad de transporte defendible, y disciplina interna para reducir carga sin destruir activos.
Si el sistema realmente camina hacia 10 días de inventario efectivo, el mayor cambio no será técnico; será comercial. La resiliencia se vuelve un atributo negociable. Las empresas que puedan demostrar continuidad con evidencia se vuelven más financiables, más asegurables y más competitivas frente a clientes globales. Las que no, cargarán el costo oculto: paros, penalidades, litigios y pérdida de confianza en sus compromisos de suministro y producción.
El riesgo nuevo no es el de “no tener gas”. Es el de descubrir que tu contrato no te da derecho a la molécula cuando el sistema entra en estrés. En un país donde la continuidad energética define competitividad industrial, ese es el tipo de riesgo que no aparece en el precio diario, pero sí aparece en el EBITDA.
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