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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Tormenta Fern es un riesgo real pero limitado para México

La tormenta Fern entró ya al territorio mexicano desde Texas, con un recuerdo que todavía hela: los apagones y el corte al suministro gas en 2021. La tormenta Fern es un riesgo real pero limitado porque llega con una infraestructura ligeramente mejor equipada para aguantar el golpe. Hoy el país depende del gas que cruza la frontera, sobre todo del que sale de los campos texanos y entra a los gasoductos que alimentan generación eléctrica, industria y hogares, pero hay al menos en este momento ya varios planes de acción en caso de que lo peor suceda: que el termómetro se desplome del lado estadounidense y el sistema eléctrico nacional sufra.

En ese escenario, Fern viene con el precedente de la Tormenta Uri, que congeló equipos, cerró pozos y disparó precios en cuestión de horas. En 2021, buena parte del sistema se encontró sin margen de maniobra y con contratos expuestos a una tormenta perfecta de clima, mercado y regulación. La diferencia hoy es que operadores y autoridades ya saben qué se rompe primero cuando el frío daña la infraestructura.

Cambios en Texas y blindajes parciales

Desde aquella crisis, empresas en Texas y transportistas de gas introdujeron medidas de winterization que protegen equipos, ajustan protocolos y acortan tiempos de respuesta ante temperaturas extremas. Estas acciones no blindan por completo la red, pero sí reducen la probabilidad de un congelamiento en cadena como el que dejó sin suministro a múltiples clientes, incluido México. La tormenta Fern es un riesgo real pero limitado porque cae sobre una red que ahora cuenta con más capas de protección física y operativa, aunque todavía frágil frente a eventos muy prolongados.

Las reglas del mercado también tiran en contra de un corte generalizado. El gas que cruza hacia el sur sostiene ingresos para productores, comercializadores y gasoductos del lado estadounidense. Frenar por completo esos flujos no sólo asfixiaría plantas y usuarios en México; también recortaría de tajo una fuente de efectivo para empresas que ya aprendieron cuánto cuesta dejar que el clima arrase sin planes de contingencia.

La respuesta mexicana y los huecos que siguen

Del lado mexicano, la Secretaría de Energía (SENER) activó planes de contingencia junto con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), con más monitoreo en tiempo real y márgenes para redirigir gas hacia los puntos más tensos. En caso de que Fern apriete demasiado, el sistema puede recargar por un tiempo en hidroeléctricas, combustóleo o carbón, mientras se dosifica el gas donde más falta hace. Esta estrategia no es cómoda ni barata, pero permite evitar que un problema de suministros puntuales se transforme en apagones extendidos.

En ese tablero, nombres como Luz Elena González Escobar aparecen al centro de la discusión pública sobre si el gobierno llegó a esta tormenta mejor preparado o sólo con un discurso más afinado. La realidad es que México sigue casi sin almacenamiento estratégico de gas y opera al día, pendiente de lo que suceda cada semana en los campos y gasoductos estadounidenses. Cada evento severo pone contra la pared a industrias intensivas en gas y abre la puerta a picos de precio que se sienten en tarifas y costos de producción.

Un invierno que sigue poniendo presión

Fern no pinta el cuadro de un “apocalipsis gasero”, pero sí exhibe una vez más hasta dónde estira el sistema cuando el clima se sale de libreto. El escenario más probable combina volatilidad de precios, ajustes forzados en el despacho eléctrico y recortes focalizados en algunas regiones, más que un colapso nacional. La pregunta ya no es sólo si esta tormenta pasará sin romperlo todo, sino cuánto tardará México en construir almacenamiento y diversificar su matriz para que el siguiente invierno no vuelva a atraparlo con la guardia abajo.

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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.