Un nuevo análisis del Dallas Fed advierte: depender más del gas de EUA abarata hoy, pero expone a México a choques, mantenimientos y clima extremo. Qué implica.
México vive una paradoja energética: nunca había tenido gas natural tan abundante y barato —gracias al shale de Texas—, y nunca había sido tan vulnerable a los choques del lado estadounidense. Un nuevo estudio del Dallas Fed lo dice sin rodeos: la capacidad de importar gas de EUA ha sido “de considerable beneficio”, pero incrementa riesgos ante paros no planificados, mantenimientos o eventos climáticos como la helada de febrero de 2021 que disparó precios y colapsó presiones en ductos.
Los datos duros muestran la magnitud del vínculo. La EIA reporta que las exportaciones por ducto de EUA a México marcaron récord: 7.5 Bcf/d en mayo de 2025 y un promedio anual de 6.4 Bcf/d en 2024 (25% más que en 2019). Es el nivel histórico más alto y confirma que la demanda mexicana —en especial de CFE y de la industria— ya descansa estructuralmente en el gas texano.
Pero el precio bajo no siempre llega al consumidor final. El hub Waha (West Texas), referencia para muchos contratos en México, volvió a mostrar precios negativos en 2025 por mantenimientos y cuellos de salida del Permian; en varias jornadas de septiembre–octubre, el cash spot se hundió por debajo de 0 dólares/MMBtu. La fotografía: gas “regalado” en Texas, mientras del lado mexicano la economía real no capta el beneficio si faltan capacidad firme y entregas.
El riesgo sistémico está en la concentración: México cubre gran parte de su demanda con importaciones de EUA; estimaciones de casas de análisis independientes hablan de 70–75% de dependencia total de gas importado, casi todo desde el norte. Esto convierte a México en un “price taker” de la logística texana: cualquier parada, accidente, especificación de calidad o evento climático se traduce en costos o restricciones en plantas mexicanas.
Dónde aprieta el zapato
- Transporte y base: aun si el índice Waha cae, el spread Waha–México puede evaporarse por falta de transporte transfronterizo y saturación en sistemas locales. NGI documentó episodios de reducción de flujos por especificaciones y mantenimientos que presionaron Waha.
- Confiabilidad: el recordatorio de 2021 sigue vigente: clima extremo = fallas en producción y baja presión en ductos. El Dallas Fed lo pone como caso de “gran choque no planificado”.
- Demanda nueva: data centers, nearshoring y expansión industrial en el noreste intensifican la necesidad de capacidad firme, no sólo precio spot atractivo.
Qué debería hacer el sector (hoja de ruta)
- Asegurar transporte firme en frontera y “última milla” en México: el precio spot bajo no sirve sin un pipe disponible.
- Coberturas de base (Waha vs. Henry Hub vs. hubs locales): blindar presupuestos ante volatilidad de spreads.
- Flexibilidad operativa: capacidad dual (combustóleo/diésel) y protocolos de alerta en sistemas como Sistrangas cuando haya mantenimientos o contingencias.
- Almacenamiento: el déficit de storage en México sigue siendo el talón de Aquiles; el Dallas Fed sugiere que eventos extremos volverán.
- Diversificación de abastecimiento: LNG de Pacífico/Golfo como válvula de seguridad; importaciones récord a México refuerzan la lógica, pero requieren contratos y capacidad.
En síntesis para la industria mexicana: las señales de EUA (Dallas Fed, NGI, EIA) convergen: abundancia sí, pero vulnerabilidad alta. La tarea está en contratos smart, capacidad y gestión del riesgo para que el gas barato se materialice en la factura energética y no sólo en la gráfica del hub.
