Los precios del gas natural en Estados Unidos registraron un alza superior a 20% en una sola jornada, una de las mayores ganancias diarias del invierno, ante la rápida reevaluación de los riesgos de suministro a corto plazo. El movimiento estuvo impulsado por el cambio abrupto en los pronósticos meteorológicos y por un equilibrio más ajustado entre oferta, demanda y niveles de almacenamiento.

El contrato más activo, referencia clave para la calefacción doméstica, se ubicó alrededor de 4.79 dólares por millón de unidades térmicas británicas. Este nivel no se observaba desde principios de diciembre y refleja la sensibilidad del mercado a eventos climáticos extremos que pueden alterar el consumo en cuestión de días.

El repunte ocurrió mientras amplias regiones del país se preparan para un episodio de frío intenso. El escenario anticipa un aumento significativo en la demanda energética de los hogares y del sector eléctrico, lo que presiona al alza los precios en el corto plazo.

¿Qué detonó el alza del gas natural en Estados Unidos?

El principal detonante fue la llegada de una intensa tormenta invernal que modificó de forma drástica las previsiones climáticas. En menos de 48 horas, los modelos meteorológicos ajustaron sus estimaciones hacia temperaturas mucho más bajas en varias zonas clave del país.

Este giro tomó por sorpresa a un mercado que había descontado un invierno más moderado. Las expectativas previas apuntaban a una oferta suficiente y a una demanda manejable, lo que había favorecido posiciones bajistas en los contratos de gas natural.

Con el cambio en el clima, esas apuestas se volvieron insostenibles. Los participantes financieros se vieron obligados a cerrar posiciones cortas de manera acelerada, lo que amplificó el movimiento alcista en los precios.

¿Qué regiones enfrentarán el mayor impacto climático?

De acuerdo con los pronósticos más recientes, una amplia franja del país enfrentará condiciones invernales severas a partir del fin de semana y durante la próxima semana. El Medio Oeste y el Noreste se perfilan como las zonas más afectadas por el brote ártico.

Las previsiones incluyen frío considerado peligroso, lluvias heladas y nevadas intensas. Estas condiciones suelen elevar el consumo de gas natural para calefacción residencial y para generación eléctrica, lo que incrementa la presión sobre el sistema energético.

El impacto no se limita a las temperaturas extremas. Las tormentas invernales también pueden afectar la logística y el transporte, lo que aumenta la percepción de riesgo en el mercado.

¿Cómo influyen los inventarios y el almacenamiento?

Los niveles de almacenamiento entraron al invierno por debajo de lo previsto tras un diciembre inusualmente templado. Aunque los inventarios no se encuentran en niveles críticos, las extracciones semanales se han acelerado conforme el clima se volvió más severo.

Este ritmo de retiro genera preocupación en un contexto donde la demanda puede mantenerse elevada durante varias semanas. El mercado observa con atención cada reporte semanal, ya que cualquier sorpresa puede traducirse en nuevos movimientos de precios.

La combinación de inventarios ajustados y previsiones de frío prolongado refuerza la percepción de un balance más frágil entre oferta y demanda.

¿Qué papel juegan las exportaciones y la infraestructura?

Las plantas de exportación de gas natural licuado continúan operando cerca de tasas récord. Esta dinámica reduce la disponibilidad de gas para el mercado interno y añade presión adicional en momentos de alta demanda.

A ello se suman limitaciones en algunos oleoductos y trabajos de mantenimiento regionales. Aunque no representan interrupciones generalizadas, estos factores incrementan la sensación de escasez temporal.

El mercado incorpora estos elementos en sus precios, especialmente cuando coinciden con eventos climáticos adversos.

¿Existe riesgo real de desabasto?

El repunte actual no responde a interrupciones productivas ni a choques geopolíticos. La producción de gas seco en Estados Unidos se mantiene sólida y en niveles elevados.

Esto sugiere que, si las previsiones meteorológicas se moderan o si las extracciones semanales resultan menores a lo esperado, los precios podrían corregir a la baja. Sin embargo, mientras persista la incertidumbre climática, el mercado seguirá reaccionando con volatilidad.

Por ahora, el comportamiento del gas natural en Estados Unidos está dominado por el clima, el nivel de almacenamiento y el posicionamiento financiero de los participantes.

Exceso de gas natural, el mercado está hiperactivo y la sensación de desbordamiento se nota en cada eslabón de la cadena: productores, traders, gobiernos y usuarios finales. Sobra gas en los proyectos y en las proyecciones, pero el sistema que debería llevarlo hasta la factura del hogar se ve torcido por decisiones financieras, cuellos de botella físicos y una geopolítica “compleja”. El resultado es un mercado que no avanza en línea recta, sino a saltos bruscos, con periodos de abundancia que conviven con tarifas para millones de consumidores.

Una ola de oferta mueve al tablero

En esta década se consolida una tercera gran ola de GNL que empuja al límite la capacidad de absorción del mercado. Estados Unidos y Qatar lideran esa crecida con proyectos que, sumados, pueden inflar la capacidad de licuefacción global cerca de 50% hacia 2030. Golden Pass, Corpus Christi Stage 3, Plaquemines y la ampliación del North Field no son solo nombres en un mapa; son plantas que ya tienen compradores en fila y contratos de largo plazo que presionan a la baja los precios de referencia.

Europa se encuentra en el ojo de ese huracán. En 2025, alrededor de tres cuartas partes de las importaciones de GNL del continente llegaron desde la costa estadounidense, lo que instaló un “mercado de compradores” con un poder de negociación que hace unos años parecía inalcanzable. El spread entre TTF y JKM se ha encogido, síntoma de que los precios se tocan con más facilidad, aunque las rutas de los buques sigan caminos muy distintos sobre el océano.

El gas salta a la liga de la alta frecuencia

El salto del gas a la arena de los activos de alta frecuencia lo marca una decisión concreta: la ampliación del horario de negociación en el Intercontinental Exchange (ICE), que estira la jornada hasta rozar las 22 horas diarias. Esa ventana más larga engancha el pulso europeo con lo que ocurre en Henry Hub y en los mercados asiáticos, y deja al descubierto cualquier sorpresa nocturna, desde una tormenta en el Golfo hasta un misil perdido en Medio Oriente.

Ese cambio de ritmo abre la puerta a hedge funds y estrategias cuantitativas que viven de la volatilidad pura. El gas entra en la misma liga que las divisas o el petróleo, con posiciones que se abren y se cierran en minutos, mientras los operadores tradicionales cargan con barcos, contratos físicos y riesgos regulatorios. Exceso de gas natural, el mercado está hiperactivo porque los algoritmos no duermen y los precios se mueven al compás de pantallas que nunca se apagan.

Países emergentes: un colchón del sobreabasto

En paralelo, el exceso de oferta se topa con un grupo de países que encuentra una ventana que hace pocos años parecía cerrada. India, Vietnam o Myanmar, que se habían bajado del tren del GNL cuando los precios de 2022 golpearon sus finanzas públicas, vuelven como compradores oportunistas. Aprovechan cargamentos baratos para abandonar el carbón y alimentar redes eléctricas que crecen con la urbanización y la industrialización a toda prisa.

Proyecciones optimistas apuntan a que el número de importadores de GNL podría subir de unos 50 a casi 80 países si los precios se mantienen en un escalón manejable. Ese salto ampliaría la base de demanda y acortaría la vida del sobreabasto, pero no está garantizado. Depende de cuánto caigan las tarifas, de la capacidad de construir terminales y gasoductos y de si los gobiernos se atreven a firmar contratos de largo plazo en un contexto de transición energética que todavía genera dudas.

El muro de la infraestructura en Europa

Europa muestra el lado más triste de esta historia. No falta gas, faltan vías. Tras la crisis con Rusia, la Unión Europea se volcó en las FSRU como respuesta rápida, pero los proyectos de gasoductos en tierra, interconexiones transfronterizas y refuerzos de red avanzan con pasos cortos. España la muestra de esta paradoja: tiene plantas de GNL, vio aumentar 26% el uso de gas para generación en 2025 y aun así cerró el año con una de las facturas eléctricas más altas de su historia reciente.

Mientras tanto, consultoras internacionales sostienen que la demanda global de gas podría crecer alrededor de 26% hacia 2050 al convertirse en soporte de sistemas eléctricos con mucha energía renovable intermitente. El gas no se retira, se esconde en los huecos de la red, y lo hace en un entorno donde los precios reaccionan cada vez más rápido y las decisiones de infraestructura y regulación cada vez más lento.

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Las nuevas condiciones geopolíticas favorecen a México y empujan al país a tomar decisiones incómodas sobre su modelo energético, su relación con Estados Unidos y el papel de Pemex en los próximos diez años. Entre la sobreoferta de crudo, la presión sobre el gas y la transición energética, México se mueve entre riesgos viejos y oportunidades nuevas.​

Las nuevas condiciones geopolíticas favorecen a México

Cuando la guerra en Ucrania cerró dos llaves de suministro —Rusia hacia Europa y parte de los flujos tradicionales de crudo—, las nuevas condiciones geopolíticas favorecieron a México porque reacomodaron el mapa de proveedores “confiables” para Occidente. El país quedó pegado a un vecino que produce más hidrocarburos que nunca, con infraestructura compartida y con gobiernos que, pese a los choques, siguen unidos por tratados comerciales y por cadenas de valor que no se desarman de un día a otro.​

En aquel tablero, las nuevas condiciones geopolíticas favorecieron a México en la medida en que convirtió esa vecindad en contratos, inversión y capacidad propia, no solo en dependencia pasiva de ductos y refinerías al otro lado de la frontera.

Hoy está México ante un nuevo viraje tras la captura de Maduro y el viraje del gobierno venezolano a los intereses de los Estados Unidos.

México entonces deberá evitar el quedarse quieto, la misma ola que hoy, con el cambio de situación en Venezuela, acerca a nuestra industria a un lugar de privilegio, podría el día de mañana arrastrarnos a un mundo de deuda, mayor exposición a los ciclos políticos de Washington y menor margen para decidir tarifas y subsidios internos.​

Petróleo abundante y mercados nerviosos

El mercado de Petróleo entra a 2026 con un síntoma conocido: barriles de sobra y nerviosismo permanente por conflictos y decisiones de la OPEP+. La producción sube en Medio Oriente, Estados Unidos y varios países de América Latina, mientras el consumo crece más despacio por eficiencia energética y por la entrada de renovables en transporte y electricidad.​

Para México, esta mezcla pega de dos formas: complica financiar grandes proyectos de exploración y refinación, pero le abre espacio para reorientar exportaciones y aprovechar huecos en el mercado si sostiene su producción en torno a lo planteado en el Plan Estratégico 2025–2035 de Petróleos Mexicanos (PEMEX). El reto no está solo en sacar más crudo, sino en decidir cuánto se vende, cuánto se refina en casa y cuánto se usa como palanca fiscal sin repetir la historia de deuda y refinerías cansadas.​

El gas y el GNL: ventaja y talón de Aquiles

Mientras el petróleo se amontona, el Gas Natural Licuado se volvió mercancía de alto voltaje político entre Europa, Asia y Estados Unidos. Europa compite por cargamentos para sostener su transición, Asia no suelta su demanda y Norteamérica aparece como gran plataforma exportadora, con terminales que empujan más moléculas hacia mercados lejanos.​

México entra en ese juego como país que importa buena parte de su gas desde Texas y, al mismo tiempo, impulsa proyectos de GNL en el Pacífico y el Golfo pensados para sacar gas estadounidense hacia Asia y otros destinos. Esa posición puede darle ingresos, empleos y peso geopolítico, pero también lo deja expuesto a que variaciones en precios globales o decisiones regulatorias en Washington encarezcan la factura eléctrica y la operación industrial dentro del país.​

Pemex, el nuevo marco legal y el margen de maniobra

El nuevo andamiaje regulatorio de hidrocarburos concentra aún más decisiones en el gobierno federal y coloca a Pemex como puerta de entrada a las áreas de exploración y extracción, relegando las rondas competitivas y privilegiando esquemas de asociación bajo liderazgo estatal. Sobre ese piso, el Plan 2025–2035 traza un objetivo: estabilizar la producción cerca de 1.8 millones de barriles diarios, ampliar la extracción de gas, extender gasoductos y alcanzar autosuficiencia de combustibles en 2027 con apoyo de nuevas cogeneradoras y la refinería Olmeca.​

La jugada viene con costo: alta concentración de riesgo financiero y operativo en una sola empresa que carga con años de deuda y refinerías con eficiencia limitada. La ventana geopolítica se abre justo cuando más se exige a Pemex y menos espacio queda para actores privados que podrían compartir inversiones, tecnología y golpes de mercado.​

Lo que ve la Consultora KPMG y lo que viene

Desde la mirada de la Consultora KPMG, el sector energía se mueve en un entorno de “tectonic shifts” de poder, aranceles y cadenas de suministro más cortas, en el que países como México aparecen como “middle powers” capaces de ganar terreno si ajustan políticas y fortalecen su resiliencia regulatoria y financiera. Eso incluye prepararse para eventuales tarifas sobre exportaciones energéticas, revisar subsidios que ya pesan en las finanzas públicas y diseñar cadenas de valor más cercanas, donde el nearshoring industrial se apoye en energía suficiente y predecible.​

Ahí se juega el siguiente capítulo: si México usa este ciclo para ordenar la casa —sanear a Pemex, diversificar inversión y alinear transición energética con seguridad de suministro—, la frase “las nuevas condiciones geopolíticas favorecen a México” no quedará solo como consuelo en un informe internacional. De lo contrario, el país podría mirar en pocos años cómo esa oportunidad se desplaza a otros productores con menos deuda, más flexibilidad contractual y menos miedo a compartir control sobre sus recursos.