IMCO no cree que PEMEX alcance metas de gas natural

IMCO no cree que PEMEX alcance metas de gas natural y coloca un reflector incómodo sobre la petrolera estatal y sobre el diseño de la política energética mexicana. El Instituto Mexicano para la Competitividad revisó los números más recientes de Petróleos Mexicanos (PEMEX) y la Estrategia Nacional del Sector de Hidrocarburos y Gas Natural 2024‑2030, y encontró una brecha amplia entre lo que se promete en papel y lo que ocurre en los pozos y plantas. IMCO no cree que PEMEX alcance metas de gas natural porque ve una empresa que produce menos, quema más gas y carga con una deuda que presiona cada decisión de inversión.

Producción en el piso y metas en la cima

En su reporte “Pemex en la mira” al primer trimestre de 2025, el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) registra que la producción de gas natural de Pemex llegó a su nivel más bajo para un periodo enero‑marzo en 15 años. Mientras el discurso oficial habla de recuperación, los campos envejecen, nuevos proyectos avanzan lento y una parte del gas que sale del subsuelo termina en la antorcha. Esa caída pega directo en los objetivos del Plan de Trabajo 2025‑2030 de la empresa, que promete más gas disponible para industria, hogares y para la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que depende de este combustible para la mayor parte de su generación eléctrica.

Quema de gas y una promesa que no se cumple

El diagnóstico del IMCO se endurece cuando mira lo que pasa con el gas que sí se extrae. En los primeros meses de 2025, Pemex desperdició alrededor de una doceava parte de su producción de gas natural al quemarla o ventearla, justo lo contrario de lo que ordena la Estrategia de hidrocarburos, que plantea reducir metano y eliminar estas prácticas. No es la primera vez que se promete ese giro: desde al menos 2016 la empresa se compromete a cerrar la llave de la quema rutinaria, pero el uso de las antorchas sigue siendo el síntoma de infraestructura insuficiente, mantenimiento postergado y prioridades cruzadas.

Estrategia de gas: más proyectos, misma dependencia

Sobre el papel, la Estrategia del sector plantea subir la producción de gas de 3,854 a 4,976 millones de pies cúbicos diarios, exprimir campos como Ixachi, Quesqui y Casquete Cantarell, y sumar proyectos como Piklis, Kunah o Lakach en aguas profundas. El aumento luce modesto frente a un país que en 2023 importó más de 6,141 millones de pies cúbicos diarios, en buena parte desde un solo proveedor al norte, y que depende del gas natural para cerca de 60% de su electricidad. Sin almacenamiento suficiente ni gasoductos robustos, cualquier falla externa se convierte en un golpe directo a la industria y a los hogares.​

Deuda alta, proyectos riesgosos y pocas alianzas

IMCO no cree que PEMEX alcance metas de gas natural también por el peso de la deuda y la elección de proyectos que jalan recursos y tiempo. La empresa llegó a 2025 con pasivos que rebasan los 2 billones de pesos y con proyectos técnicamente exigentes como Lakach, en aguas profundas, replanteado una y otra vez por sus costos y riesgos. En paralelo, la apertura a esquemas mixtos con el sector privado avanza despacio, pese a que la propia Estrategia reconoce que Pemex no puede cargar solo con la inversión necesaria en exploración, transporte y almacenamiento de gas.

Un horizonte abierto y muchas dudas

El Instituto Mexicano para la Competitividad insiste en que, sin un régimen fiscal menos asfixiante, sin alianzas sólidas y sin un calendario concreto de inversiones, las metas oficiales corren el riesgo de quedarse en promesas. Mientras tanto, la empresa sigue atrapada entre la urgencia de producir más gas natural y la falta de margen financiero para cambiar equipos, ampliar plantas y conectar campos que hoy dependen de la antorcha.

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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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