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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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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