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.

México: el nuevo puente gasero a Asia no es una idea que haya surgido de un plan maestro, sino de una suma de factores: la abundancia de gas en Estados Unidos y Canadá, la posición geográfica mexicana y una red de gasoductos que ya se extendió desde la frontera norte hasta el litoral del Pacífico. Mientras el Tratado de Libre Comercio de Norteamérica (T-MEC) reordena la relación económica entre los tres socios, el mapa energético se acomoda alrededor de un proyecto concreto: usar el territorio mexicano como corredor para que el gas norteamericano cruce el continente y termine en buques metaneros rumbo a Asia. México: el nuevo puente gasero a Asia, aparece así como un país que no vende solo moléculas, sino rutas, puertos e infraestructura.

Un corredor de gas que mira a Asia

La ruta del gas natural, que va desde la Cuenca Pérmica en Texas hasta las costas mexicanas, podría alargarse hasta Asia. El combustible cruza la frontera por ductos ya operativos, sigue por gasoductos internos y desemboca en puntos del Pacífico y del Golfo preparados para convertirlo en gas natural licuado. Desde ahí, la molécula pudieran embarcarse hacia China, Japón, Corea del Sur o India, con la ventaja de evadir los cuellos de botella del Canal de Panamá y recortar tiempos de viaje.

Saguaro Energía y el nuevo rostro del Pacífico

En Sonora, el proyecto Mexico Pacific/Saguaro Energía se convirtió en símbolo de esa apuesta. El complejo se levanta en Puerto Libertad con la mira puesta en exportar decenas de millones de toneladas de gas natural licuado cada año, alimentado por gasoductos que atraviesan el país desde el norte. La obra promete empleo, inversión y movimiento constante de buques, pero también arrastra dudas locales sobre impacto ambiental, uso del agua y cambios en el territorio. En el otro extremo del Pacífico mexicano, la terminal Costa Azul LNG, operada por Sempra en Baja California, se expande para asegurar contratos de largo plazo con clientes asiáticos que buscan suministro estable.

T-MEC, reguladores y empresas en tensión

Detrás de cada ducto hay una disputa regulatoria. El T-MEC no incorpora un capítulo energético formal, pero sí fija reglas sobre inversión, solución de controversias y trato a empresas del Estado que influyen de lleno en el sector. A partir de ese marco, corporaciones como TC Energy presionan para que la revisión del acuerdo en 2026 incluya disposiciones energéticas más detalladas que recorten la discrecionalidad regulatoria y blinden proyectos millonarios. Del lado mexicano, la política pública privilegia a las empresas estatales y revisa permisos privados, lo que abre fricciones con inversionistas que reclaman certeza y trato parejo.

Una apuesta con costo climático

México: el puente gasero a Asia llega en plena transición energética global. Para México: el corredor promete nuevas rentas por transporte, servicios portuarios e infraestructura, además de un papel central en la seguridad energética de Norteamérica. Al mismo tiempo, refuerza la dependencia de combustibles fósiles en un momento en que los compromisos climáticos exigen acelerar la reducción de emisiones. Entre consultas del T-MEC, oposiciones locales y balances de riesgo, el país queda en medio: puente indispensable para otros y territorio donde se sienten los costos ambientales y sociales de cada decisión.

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Ya hay plan de almacenamiento de gas natural, la apuesta es tan simple de enunciar como compleja de ejecutar: pasar de un colchón de apenas 2.5 días de inventarios a una reserva estratégica de al menos 10 días, con la mira puesta en superar con holgura ese umbral en los próximos años. En un sistema donde casi 70% del gas que llega a México depende de los ductos que vienen desde Texas, cada hora sin flujo se traduce en vulnerabilidad para la generación eléctrica y la actividad industrial.​

El Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas) colocó este objetivo en el centro de su Plan Quinquenal Sistrangas 2025-2029, ya en etapa de revisión final por parte de la Secretaría de Energía, con la intención de que el almacenamiento de gas deje de ser el “eslabón débil” de la seguridad energética nacional.​

El giro estratégico: de 2.5 a más de 10 días

El director general de Cenagas, Cuitláhuac García, ha sido claro en el mensaje: el piso mínimo de 10 días es apenas el inicio, la tirada es ir “a más de 10 días, incluso mucho más”, aprovechando la ventana de tiempo antes de que una nueva crisis de precios o un choque geopolítico vuelva a elevar la factura del energético. Hoy, la reserva disponible se sostiene en buena medida en el gas que queda dentro de los ductos, un margen que se agota rápido cuando hay una interrupción en los flujos transfronterizos.​

La ruta técnica ya está trazada: el plan contempla usar yacimientos agotados y cavernas salinas como espacios subterráneos de almacenamiento, tecnologías que otros países han probado durante décadas para amortiguar emergencias, picos de demanda y fallas de infraestructura sin apagar turbinas ni detener plantas industriales.​

Cavernas, yacimientos e inversión

El diseño del nuevo esquema obliga a una mezcla de recursos públicos y privados, porque los proyectos no solo requieren infraestructura nueva, también rehabilitar activos que hoy operan al límite o están subutilizados. Desde el lado federal, el propio Cenagas ha calculado que sólo en ductos, rehabilitaciones y obras complementarias podrían requerirse decenas de miles de millones de pesos en este sexenio, en un contexto de presiones presupuestales y múltiples prioridades compitiendo por el mismo peso.​

El gobierno plantea que el Estado aporte el “lugar” —yacimientos agotados o infraestructura que Pemex conoce bien— y que la inversión privada se concentre en las obras, la tecnología y la operación especializada, bajo reglas que garanticen que el almacenamiento estratégico esté disponible cuando se declare una contingencia.​

Zonas estratégicas y mapa del gas

El Sistrangas, la red pública de ductos operada por Cenagas, también entra en fase de reacomodo para acompañar el plan de almacenamiento y la nueva geografía de la demanda. La expansión se concentrará en regiones donde el apetito industrial va en ascenso o donde hoy la infraestructura es insuficiente: Tamaulipas, como nodo clave de entrada de gas importado, encabeza la lista, seguido de entidades como Puebla, Chiapas, Veracruz y Oaxaca, ligadas al desarrollo del corredor Transístmico y a proyectos logísticos que necesitan energía firme para despegar.​

En el norte, se proyectan refuerzos en los ductos Baja California–Sonora y una conexión adicional en Sonora para acompañar los planes de generación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que ya perfila nuevas centrales de ciclo combinado ancladas al gas. Sobre este telón de fondo, el anuncio realizado durante el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025 funcionó como un anticipo político y técnico de hacia dónde se moverá la infraestructura de transporte y almacenamiento de aquí a la próxima década.​

Tres regiones, una misma urgencia

El almacenamiento estratégico ya no se piensa como un solo “gran tanque”, sino como un sistema dividido en tres zonas —norte, centro y sur— para acercar la molécula a más regiones y evitar que un problema en Estados Unidos deje al país entero al borde del apagón. La lógica es sencilla: si una falla en Texas cierra la llave principal, el sistema debe ser capaz de aislar el impacto y atender prioridades críticas —electricidad, hospitales, industria esencial— con el gas que esté resguardado tierra adentro.​

Esta regionalización también busca corregir desequilibrios históricos: mientras el norte ha acumulado gasoductos y proyectos de exportación, el sur-sureste aún padece cuellos de botella para transformar su potencial gasero en suministro fiable y competitivo para la industria local.​

Pemex, producción y la apuesta por el gas nacional

Otro movimiento que juega a favor del nuevo esquema es la reciente recuperación en la producción de gas natural de Pemex, cuyo aporte al Sistrangas habría pasado de alrededor de 34% a 40% en los últimos meses, de acuerdo con el propio Cenagas. Ese incremento no borra la dependencia de las importaciones, pero sí empieza a mover la aguja del balance entre gas importado y gas nacional, abriendo espacio para usar el almacenamiento como una especie de “válvula de equilibrio” entre ambas fuentes.​

Sin embargo, buena parte del gas asociado a la producción petrolera sigue sin aprovecharse por falta de infraestructura para capturarlo y transportarlo, lo que desemboca en quemas en campo y emisiones que podrían haberse evitado. Para corregir ese cuello de botella, Cenagas ha puesto en el radar un proyecto estratégico en el centro de Veracruz que permitiría captar gas que hoy no llega a la red, convertirlo en suministro utilizable y alimentar tanto a la industria como a las futuras cavidades de almacenamiento.​

Prosener, reglas y tiempos

Mientras la Secretaría de Energía concluye la revisión del Plan Quinquenal Sistrangas 2025-2029, el sector energético observa de cerca el siguiente paso clave: la publicación del nuevo Programa de Sector Energético (Prosener), que fijará los criterios de planeación a los que deberá alinearse cada ducto, cada caverna y cada peso invertido. La gran incógnita es el calendario: especialistas advierten que, dependiendo del tipo de infraestructura elegida, alcanzar inventarios de más de 10 días podría tomar entre 5 y 10 años, un horizonte que exige continuidad regulatoria y disciplina en la ejecución.​

En un contexto de electrificación acelerada, competencia por inversiones industriales y señales de mayor volatilidad internacional, el plan de almacenamiento de gas natural se vuelve una prueba de fuego para la política pública: o México consolida un escudo energético propio, o seguirá mirando el termómetro de Texas antes de calcular el riesgo de quedarse sin gas.​

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