Las estimaciones oficiales difundidas por autoridades energéticas apuntan a que ese pico representaría un punto de inflexión: si los planes de incorporación de energía solar y eólica avanzan conforme a lo programado, el consumo de gas para la generación podría comenzar a moderarse en los años siguientes. Sin embargo, la materialización de esa curva descendente depende de variables que aún están en disputa: la velocidad de ejecución de proyectos, el financiamiento disponible y la evolución de los precios internacionales del propio gas.

Una dependencia del 75%: el talón de Aquiles energético de México

El trasfondo del posible récord de 2027 no puede entenderse sin considerar la estructura de abasto que sostiene al sector energético mexicano. De acuerdo con datos oficiales divulgados en 2026 por la Secretaría de Energía. Esto es, aproximadamente tres de cada cuatro unidades de gas natural que se consumen en el país provienen del exterior, principalmente de Texas y California, a través de una red de gasoductos de interconexión fronteriza.

Esta proporción cobra especial relevancia cuando se considera que México utiliza alrededor de 9,000 millones de pies cúbicos diarios de gas en su conjunto, y que el sector eléctrico es el consumidor de mayor peso dentro de esa cifra. En términos prácticos, ello significa que cada vez que la demanda de electricidad sube —por temperaturas extremas, por crecimiento industrial o por la sustitución de otras fuentes— las necesidades de gas importado se incrementan de forma proporcional.

México: récord de consumo de gas natural para electricidad 2027, dependencia extrema

El año que viene será el pico

La vulnerabilidad de ese modelo quedó expuesta en febrero de 2021, cuando las tormentas invernales que azotaron Texas interrumpieron el flujo de gas hacia México y provocaron cortes masivos de electricidad en varios estados del norte del país. Ese episodio, conocido como la crisis de Úri, advirtió con claridad sobre los riesgos de depender de una sola fuente de suministro exterior, sin capacidad de almacenamiento estratégico suficiente para absorber interrupciones.

A ello se suma la exposición a la volatilidad del mercado estadounidense. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) prevé que el precio de referencia Henry Hub —el indicador más utilizado para contratos de gas en Norteamérica— se sitúe en torno a los 3.50 dólares por millón de BTU durante 2026 y escale a cerca de 4.60 dólares en 2027, justo el año del pico de consumo proyectado para México. Esa alza potencial en los precios trasladaría costos adicionales a la generación eléctrica. Lo que viene acompañado de posibles repercusiones en tarifas y en las finanzas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La apuesta por más ductos: 23,289 kilómetros de red para 2030

Como parte de la estrategia para reducir los cuellos de botella que limitan el transporte interno del combustible, el gobierno federal ha planteado un plan de expansión de la red nacional de gasoductos. La información pública presentada en 2026 indica que el país opera actualmente 21,149 kilómetros de ductos para gas natural, y que la meta oficial es ampliar esa infraestructura hasta los 23,289 kilómetros para 2030, con una inversión estimada en 140,904 millones de pesos.

El plan contempla la construcción de once nuevos tramos, además de trabajos de mantenimiento y modernización en los corredores ya existentes. En su ejecución participan la CFE y el Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS), organismo responsable de la gestión del sistema de transporte. Una parte significativa de esa infraestructura nueva entraría en servicio entre 2026 y 2027, lo cual es relevante porque coincide con el periodo de mayor presión sobre la demanda de gas para generación.

Para las regiones industriales del norte y el Bajío, así como para las zonas urbanas con mayor concentración de consumo, la disponibilidad de ductos suficientes marcará la diferencia entre un suministro estable y potenciales restricciones. En ese sentido, la infraestructura no es solo logística: es también una condición habilitadora para que el sistema eléctrico funcione sin interrupciones mientras la transición energética avanza.

La paradoja que señalan analistas del sector es que ampliar la capacidad de transporte de gas podría, al mismo tiempo, incentivar un mayor consumo del combustible en el corto plazo, lo que retardaría el desplazamiento hacia fuentes más limpias. Ese dilema entre seguridad de suministro inmediata y descarbonización estructural define gran parte del debate energético en México y en otros países de la región.

Renovables al alza, pero el gas mantiene el pulso del sistema eléctrico

Las autoridades energéticas mexicanas han insistido en que el máximo de consumo de gas proyectado para 2027 sería una cima temporal, no una tendencia permanente. La Secretaría de Energía ha indicado que la estrategia de largo plazo busca elevar la participación de la generación limpia desde el nivel actual de alrededor del 24% hasta el 38% para 2030. Lo cual se logrará apoyada en la entrada de nuevas plantas solares y parques eólicos.

Ese objetivo implica un cambio estructural de magnitud considerable en un sistema que durante décadas construyó su capacidad instalada sobre termoeléctricas de gas, combustóleo y carbón. La transición, no obstante, enfrenta obstáculos concretos: la lentitud en los procesos de licitación, la incertidumbre regulatoria que ha frenado inversiones privadas en generación renovable desde 2021, y la necesidad de adaptar la red de transmisión para integrar fuentes de generación distribuida y variable.

Desde una perspectiva latinoamericana más amplia, el dilema mexicano es parte de una tensión compartida con otros países de la región: la urgencia de contar con electricidad firme, asequible y confiable en el corto plazo choca con los compromisos de reducción de emisiones asumidos en acuerdos internacionales. El gas natural suele presentarse en esos debates como un combustible de transición —menos contaminante que el carbón, pero no neutro en carbono— cuya vigencia prolongada genera cuestionamientos desde la comunidad científica y organismos como la Agencia Internacional de Energía (AIE), que advierte que ningún nuevo proyecto de combustibles fósiles es compatible con un escenario de cero emisiones netas para 2050.

Lo que viene: infraestructura, precios y renovables como termómetro

Durante los próximos trimestres, tres variables serán determinantes para saber si la proyección de 2027 se confirma y si el pico se convierte en un genuino punto de quiebre hacia una matriz más diversificada.

En primer lugar, el avance concreto de las obras de gasoductos anunciadas: los retrasos en la ejecución de infraestructura energética en México tienen antecedentes documentados, y cualquier demora podría traducirse en restricciones de suministro en el período de mayor demanda previsto. En segundo lugar, la evolución de los precios del gas en el mercado estadounidense determinará el impacto financiero real del pico de consumo para las empresas y para las tarifas eléctricas. Finalmente, la velocidad con que los proyectos de energía solar y eólica entren en operación será la señal más clara sobre si México está efectivamente en camino de reducir su dependencia del gas o si simplemente la difiere hacia años posteriores.

El récord proyectado para 2027 es, en ese sentido, mucho más que una estadística.  Años de decisiones políticas, inversiones postergadas y rezagos estructurales definen la trayectoria energética del país en una década crítica.

El cargo México: récord de consumo de gas natural para electricidad 2027 apareció primero en Energía y Ecología.

El comunicado se dio a conocer horas después de que se difundiera en redes sociales un video en el que se observa al exfuncionario en un altercado físico con su esposa, María Felicia Jiménez Lavie, doctora en Ingeniería Física Nuclear. Según reportes periodísticos, la agresión habría ocurrido meses antes en una vivienda ubicada en Morelos y habría sido captada por cámaras de seguridad. Jiménez Lavie difundió posteriormente un mensaje en el que pidió ayuda y denunció episodios de violencia que, según su versión, se remontan a años anteriores.

Qué argumentó la dependencia federal

En una tarjeta informativa, la Sener explicó que, si bien en su momento se comunicó que Rodríguez Padilla se incorporaría al INEEL tras concluir su gestión en Pemex, dicho proceso “nunca se formalizó”. La dependencia añadió que, en consecuencia, el exfuncionario no ocupa actualmente ningún cargo como servidor público y que, tras los hechos recientemente conocidos, ya no se contempla concretar su nombramiento.

Reportes periodísticos posteriores señalan que la presidenta Claudia Sheinbaum reforzó esta versión, al indicar que el nombramiento estaba previsto pero que nunca llegó a firmarse formalmente. Cabe recordar que fue la propia mandataria quien, al anunciar la salida de Rodríguez Padilla de Pemex, mencionó públicamente que el exdirector se incorporaría al instituto dedicado a la investigación en energías limpias.

Por separado, la Secretaría de las Mujeres emitió un pronunciamiento en el que condenó cualquier acto de violencia de género, en referencia al material audiovisual difundido en redes sociales.

La contradicción con los registros previos del INEEL

El deslinde de Sener choca con una serie de actos públicos documentados por el propio instituto y por distintos medios de comunicación. De acuerdo con estas coberturas, el 1 de junio de 2026 el INEEL realizó un evento interno en el que Rodríguez Padilla fue presentado ante la comunidad académica, administrativa y sindical del organismo como su nuevo director general. En ese acto habrían participado el entonces director saliente, Víctor Alejandro Salcido González, integrantes del Grupo Directivo y personal de distintas áreas del instituto.

Diversos medios recogieron además publicaciones institucionales en las que se atribuían a Rodríguez Padilla declaraciones sobre haber asumido el cargo “con honor y responsabilidad”. Una publicación fechada el 3 de junio, citada por varios medios, mostraba al instituto agradeciendo la gestión del director saliente bajo la firma de quien para entonces ya era descrito como el nuevo titular.

La discrepancia no se limitó a ese evento inicial. De acuerdo con reportes, el 24 de junio —apenas dos días antes del comunicado de deslinde— Rodríguez Padilla encabezó un acto institucional por el décimo aniversario de la responsabilidad del INEEL en materia de investigación para impulsar las energías limpias en México, donde ofreció un mensaje como cabeza del organismo.

Lo que dijo el propio Rodríguez Padilla

A través de una declaración fechada el mismo 26 de junio, Rodríguez Padilla informó que se separaba de cualquier cargo público con el fin de atender el proceso derivado de los señalamientos en su contra y no interferir en las investigaciones correspondientes. El exfuncionario manifestó que cualquier acto de violencia contra una mujer debe investigarse y sancionado, solicitó discreción para proteger a sus hijos durante el proceso y expresó su disposición a colaborar con las autoridades, bajo el principio de presunción de inocencia.

Antecedentes: la salida de Pemex

Rodríguez Padilla dejó la dirección general de Pemex a mediados de mayo de 2026, tras año y medio al frente de la petrolera estatal. Su paso por la empresa estuvo marcado por pérdidas reportadas por 46 mil millones de pesos solo en el primer trimestre del año, así como por la controversia derivada de un derrame de hidrocarburos en Veracruz, que en un primer momento la petrolera negó para reconocerlo después, en medio de señalamientos sobre presunta ocultación de información por parte de directivos de la empresa.

Al confirmar su salida, la presidenta Sheinbaum anunció en su momento que Rodríguez Padilla se incorporaría al INEEL como director, en reconocimiento a lo que calificó como un desempeño favorable al frente de Pemex. Esa declaración presidencial es uno de los elementos que ahora se contrastan con la versión de que el nombramiento nunca se formalizó jurídicamente.

Una diferencia entre lo administrativo y lo institucional

El caso deja en evidencia una distinción que resulta relevante para entender el episodio: por un lado, la versión oficial de Sener sostiene que el proceso administrativo de nombramiento —que en la práctica gubernamental suele requerir publicación en el Diario Oficial de la Federación y otros trámites formales— nunca se concretó. Por otro, existen registros públicos, declaraciones institucionales y coberturas periodísticas que documentan que, en los hechos, Rodríguez Padilla ejerció funciones, encabezó actos y se le presentó como titular en funciones durante casi todo el mes de junio.

Esa tensión entre la formalización jurídica de un cargo público y su ejercicio visible ante una comunidad institucional es, hasta el momento, uno de los puntos que generan mayor atención en la cobertura del caso, mientras las autoridades continúan sin ofrecer una explicación detallada sobre cómo se dio esa discrepancia entre lo comunicado internamente por el INEEL y lo señalado después por la Secretaría de Energía.

El cargo Sener se deslinda de Rodríguez Padilla pese a nexo con INEEL apareció primero en Energía y Ecología.

Un sector que no espera

México tiene pendiente una deuda con el sol. Su territorio recibe una de las tasas de irradiación más altas del mundo y, sin embargo, la capacidad solar instalada sigue lejos de su potencial. Eso fue parte del diagnóstico que llevaron los representantes de Asolmex a la reunión con González Escobar.

La asociación agrupa a más de 100 empresas dedicadas a generación, almacenamiento y autoconsumo solar. No llegaron con quejas: llegaron con propuestas técnicas y la disposición de mover capital privado si las reglas del juego son claras.

SENER y ASOLMEX acuerdan proyectos de energía solar con miras a 2027

El encuentro produjo acuerdos sobre los mecanismos que activará el gobierno federal para abrir espacio al sector. Entre los temas que se tocaron: convocatorias transparentes para nuevos proyectos, esquemas mixtos que combinen inversión privada con operación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), y soluciones de almacenamiento con baterías para respaldar la generación intermitente.

La Secretaría de Energía (SENER) tiene un horizonte definido: dejar adjudicados los proyectos antes de 2027–2028. No es una fecha caprichosa; responde a los compromisos de reducción de emisiones y a la necesidad de fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional antes de que la demanda rebase la oferta.

Permisos ya otorgados y lo que viene

A finales de 2025, la dependencia otorgó 20 permisos de generación privada, la mayoría fotovoltaicos, por 3,320 megawatts y alrededor de 4,752 millones de dólares en inversión comprometida. Varios de esos proyectos incluyen baterías, lo que los hace más robustos ante la variabilidad solar.

La propia Luz Elena González Escobar adelantó que habrá nuevas convocatorias. Los proyectos que vengan podrán ser exclusivamente privados, mixtos con CFE o centrados en almacenamiento. La rectoría del Estado no está en disputa; lo que se negocia es cómo sumar capital y experiencia del sector sin soltar el volante.

Energía solar como columna vertebral

Las proyecciones de la SENER lo dicen sin rodeos: la energía solar fotovoltaica será la tecnología que más sumará a la capacidad eléctrica instalada en México entre 2023 y 2037, con cerca de la mitad de toda la nueva capacidad prevista. Eso convierte a SENER y ASOLMEX acuerdan proyectos de energía solar en algo más que un titular de reunión: es la firma visible de una apuesta estructural.

Queda por ver cuánto tarda en pasar de los acuerdos a los contratos, y si las convocatorias prometidas llegan antes de que el calendario político cambie el ritmo.

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Petróleos Mexicanos (PEMEX) vuelve a mover la meta. Las coquizadoras de las refinerías de Tula, Hidalgo, y Salina Cruz, Oaxaca, piezas centrales del Plan Estratégico 2025-2030 para alcanzar la autosuficiencia energética, acumulan aplazamientos que ya superan dos años. Los compromisos originales, la promesa de reducir importaciones de combustibles y blindar la soberanía energética del país, se posterga, una vez más, de 2026 a 2027.

Las coquizadoras son instalaciones de craqueo térmico diseñadas para transformar los residuos pesados del crudo mexicano —conocido como combustóleo— en gasolinas y diésel de mayor valor. Sin ellas operando a plena capacidad, la ecuación de la autosuficiencia no cierra.

La coquizadora de Tula es la más avanzada: 96.2% de avance físico al cierre de 2025, con una operación parcial que arrancó en junio de ese año. Esa primera fase ha generado un incremento de 39 mil barriles diarios de producción. Sin embargo, la operación plena —originalmente comprometida para octubre de 2024 y luego pospuesta al primer trimestre de 2025— no se espera antes de finales de 2026.

El caso de Salina Cruz es más complejo. Anunciada en agosto de 2022 con un costo de 3,000 millones de dólares, la obra ha acumulado al menos cuatro fechas de entrega distintas. Las causas documentadas incluyen adeudos de PEMEX al consorcio ICA-Fluor, problemas logísticos con piezas sobredimensionadas y paros intermitentes que llegaron a dejar sin trabajo a 2,500 operarios, aunque 2,400 fueron recontratados posteriormente.

En mayo de 2026, PEMEX reactivó los trabajos en la refinería oaxaqueña tras recortes presupuestales aplicados en 2025. El avance oficial varía según la fuente consultada.

Ambas coquizadoras forman parte de un programa más amplio que incluye la rehabilitación de seis refinerías históricas y la operación de la Refinería Olmeca y Deer Park. El Plan Estratégico 2025-2030 prevé producir 1.5 millones de toneladas de combustibles para evitar los llamados “gasolinazos”. Lo cual se lograría con una inversión de 105 mil millones de pesos en refinación y 52 mil millones adicionales destinados específicamente a coquizadoras en el periodo 2025-2026.

La meta de producción total es de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos. Sin embargo, los resultados del primer trimestre de 2025 muestran un proceso real de 935.9 miles de barriles diarios (mbd) en el Sistema Nacional de Refinación. Que se ubican lejos del objetivo de 1,343 mbd fijado en el plan original 2023-2027.

La advertencia del IMEF: autosuficiencia financiera, una meta “imposible”

Sin embargo, más allá de las fechas de obra, el debate de fondo es si PEMEX puede sostenerse financieramente. El IMEF: Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas considera “imposible” que la empresa logre la autosuficiencia financiera para 202. Cita ineficiencias operativas estructurales, una deuda con proveedores superior a 434 mil millones de pesos al cierre de 2025. Igualmente hay pérdidas recurrentes que obligan al gobierno federal a inyectar capital trimestre a trimestre.

Solo en el primer trimestre de 2026, la pérdida neta de PEMEX fue de 46 mil millones de pesos. El gobierno federal realizó aportaciones de capital por 58.3 mmdp para sostener sus operaciones.

Perspectiva

Los retrasos en las coquizadoras no son un accidente aislado: son el síntoma de un programa de refinación que prometió demasiado en plazos demasiado cortos. Por lo tanto, con la Refinería Olmeca aún consolidando operaciones. El Sistema Nacional de Refinación procesando menos de lo planeado y una deuda con proveedores que supera cuatro veces el presupuesto anual de las coquizadoras. Liego entonces, el camino a la autosuficiencia energética luce considerablemente más largo de lo que los informes oficiales suelen admitir.

Entonces, la pregunta ya no es entonces si habrá nuevos aplazamientos. Esta será cuántos más podrá absorber un proyecto que ya llegó al límite de su credibilidad original.

El cargo PEMEX retrasa obras clave: coquizadoras y soberanía energética, aún en espera apareció primero en Energía y Ecología.

Cuando se hizo público que SENER frenará proyectos de riesgo para pueblos indígenas, el aviso cayó sobre el sector energético como una señal clara: ya no bastará con cumplir en papel. La dependencia advirtió que podrá negar o revocar permisos si detecta información falsa u omisiones en la evaluación de los impactos sociales sobre comunidades originarias, incluida la Manifestación de Impacto Social (MIS), documento que se volvió requisito clave tras la reforma energética.

En términos concretos, la Secretaría de Energía (SENER) frenará proyectos de riesgo para pueblos indígenas si una empresa oculta que su trazo pasa por tierras comunales, si minimiza cambios en la forma de sembrar o de acceder al agua, o si deja fuera posibles afectaciones a sitios sagrados. Detrás de cada casilla en la MIS hay historias de desalojos, fragmentación comunitaria y acuerdos firmados sin intérpretes ni información completa.

Consulta previa y papel de la SCJN

La decisión se ancla en obligaciones que México ya tenía sobre la consulta previa, libre e informada a pueblos indígenas, previstas en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) y en criterios de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN), que han exigido procesos más robustos cuando un proyecto toca territorio indígena. La Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) ha repetido que la consulta no es un trámite rápido, sino un proceso que debe permitir a las comunidades entender el proyecto, discutirlo a su ritmo y decidir si lo aceptan o lo rechazan.

En la práctica, muchos procedimientos se han quedado a medias: asambleas convocadas de un día para otro, representantes comunitarios presionados para firmar, versiones técnicas imposibles de traducir a lenguas indígenas. Con los nuevos criterios, SENER tendrá más margen para tirar del freno de mano cuando detecte que la consulta fue meramente formal o que ni siquiera se intentó.

Impacto en empresas y comunidades

Para las empresas, el mensaje es directo: ya no basta con diseñar gasoductos, parques eólicos o centrales eléctricas y después salir a “socializar” el proyecto. La evaluación social se convierte en un filtro que puede tumbar inversiones millonarias si hay inconsistencias entre lo que se promete en papel y lo que las comunidades viven en territorio.

Del lado de las comunidades indígenas, el anuncio ofrece una herramienta adicional en un mapa donde los conflictos por tierra, agua y aire han ido en aumento. En varios casos, la resistencia local ha frenado obras ya iniciadas y ha obligado a revisar permisos otorgados sin consulta adecuada, al tiempo que defensores del territorio enfrentan amenazas y agresiones documentadas por organizaciones ambientales y de derechos humanos.

El reto de pasar del discurso al territorio

El talón de Aquiles estará en la capacidad del Estado para revisar a fondo las MIS, verificar lo que ocurre en campo y soportar la presión de actores políticos y empresariales. Revisar cada proyecto exige equipos técnicos, presupuesto y una convicción firme de que cancelar o modificar una obra puede ser la única salida cuando el costo lo carga una comunidad pequeña y aislada.

Mientras tanto, pueblos indígenas y organizaciones comunitarias seguirán empujando amparos, consultas y asambleas para que la promesa no se quede en boletines. Lo que ocurra con los próximos proyectos dirá si este giro en el sector energético se queda en reglamentos o se siente en la orilla de los ríos, en los ejidos y en las montañas donde aún se discute quién decide sobre el territorio.

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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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CFE se prepara para la tormenta polar Fern

El punto de partida fue la declaración de alerta permanente ante la llamada Tormenta Polar Fern, un sistema invernal que viaja acompañado de frentes fríos y arrastra el riesgo de cortes de energía justo cuando millones de hogares dependen de la calefacción eléctrica. CFE se prepara para la tormenta polar Fern con una combinación de monitoreo meteorológico, ajustes operativos y despliegue de cuadrillas en los estados del norte y noreste, donde cada ráfaga de viento puede volverse una prueba para postes, cables y subestaciones.

En el centro de mando apareció una pieza nueva en el tablero: el Grupo Directivo de Atención de Emergencias, encabezado por la dirección general, que sigue de cerca la evolución del sistema invernal y toma decisiones casi a contrarreloj. Desde ahí se revisa la curva de demanda, se cruzan pronósticos de temperatura con mapas de infraestructura y se ordena la movilización de personal y equipo hacia los puntos donde un apagón sería más costoso en términos humanos.

Trabajo en campo y tiempos de reconexión

En tierra, la empresa estatal puso sobre la mesa un músculo técnico que busca evitar que las imágenes de colonias a oscuras se vuelvan rutina. Más de 800 trabajadores electricistas y de logística se mantienen listos para entrar en operación, respaldados por 210 grúas, 333 vehículos ligeros, un todoterreno, 37 plantas de emergencia y 24 torres de iluminación. Su tarea no se limita a reparar líneas: también consiste en llegar rápido a comunidades donde el termómetro se desploma y la electricidad sostiene albergues, hospitales y sistemas de agua potable.

CFE se prepara para la tormenta polar Fern con un objetivo muy concreto: acortar al máximo los tiempos de reconexión cuando el clima tumbe equipos o provoque cortocircuitos. No se trata solo de cifras de usuarios afectados, sino de evitar que una noche fría se convierta en un problema de salud pública para familias que dependen de un calentador eléctrico o de un respirador conectado al tomacorriente.

El talón de Aquiles: el gas natural

Detrás del mapa de postes y cables aparece otro mapa menos visible: el de los gasoductos. Uno de los puntos más sensibles que reconoce la propia CFE es el riesgo sobre el suministro de gas natural proveniente de Estados Unidos, combustible que alimenta buena parte de las centrales de ciclo combinado del país. Un frente frío severo al otro lado de la frontera puede estrangular el flujo o disparar los precios en cuestión de horas, como ya pasó en inviernos recientes.

Para evitar que el sistema eléctrico dependa de una sola carta, la compañía y la Secretaría de Energía destacan una reserva de más de 28,000 megawatts de capacidad de generación que no dependen de ese combustible, entre termoeléctricas convencionales, carboeléctricas y plantas limpias. A esto se suman dos terminales de regasificación de gas natural licuado, con capacidad para inyectar hasta 350,000 metros cúbicos al interior del país, una especie de válvula de escape si los ductos se cierran o el precio se dispara.

Un invierno bajo observación

Hasta los reportes más recientes, el Sistema Eléctrico Nacional continúa en operación sin interrupciones mayores vinculadas directamente con la Tormenta Polar Fern, pero el margen de error se reduce a medida que el frío se intensifica. La instrucción hacia adentro de la empresa es clara: seguir el clima minuto a minuto, ajustar el despacho de generación y priorizar el restablecimiento del servicio en cualquier zona que caiga en la oscuridad.

El invierno todavía tiene espacio para sorprender, y la pregunta ya no es si habrá daños, sino cuántos y qué tan rápido podrán repararse.

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En este tablero, Chevron, ExxonMobil y BP encabezan el grupo de compañías que han empezado a alzar la mano en las conversaciones con el gobierno federal para recuperar terreno en aguas someras mexicanas. La ruta pasa por proyectos asociados con Petróleos Mexicanos (PEMEX), donde se combinan infraestructura existente, experiencia operativa y capital privado dispuesto a asumir riesgos que la empresa productiva del Estado batallaría para asumir.​

Las propuestas se arman en torno a varios campos con potencial individual de entre 22 mil y 50 mil barriles diarios, que en conjunto rozarían los 200 mil barriles por día, una cifra que se coloca a la altura de lo previsto para el megayacimiento Zama. La meta es sencilla de enunciar y difícil de ejecutar: frenar la caída de la producción nacional en los próximos años, sin desmontar el  soberanía energética que marca la política mexicana.​

El papel de la Secretaría de Energía (SENER) y de Luz Elena González Escobar

El punto de cruce entre los intereses empresariales y las decisiones de Estado está en la Secretaría de Energía (SENER), convertida en filtro de los proyectos que buscan espacio en la estrategia de producción a mediano plazo. Las petroleras han presentado sus propuestas a la titular de la dependencia, Luz Elena González Escobar, quien revisa junto con su equipo los alcances técnicos y fiscales de los paquetes planteados para aguas someras y campos marinos estratégicos.​

En la práctica, Sener funge como árbitro: define qué proyectos entran, bajo qué condiciones y con qué tipo de contrato se amarrarán las operaciones con Pemex. El margen de maniobra no es amplio, porque cada decisión se lee también en clave política dentro y fuera del sector energético.​

Contratos, riesgos y lecciones de la primera ronda

La primera ronda de contratos mixtos de la actual administración dejó un sabor áspero en el mercado: solo cinco contratos adjudicados y una expectativa de unos 40 mil barriles diarios, muy lejos de la meta de 1.8 millones de barriles por día que se persigue en el discurso oficial. Los proyectos se quedaron en manos de firmas de menor tamaño y las grandes compañías mantuvieron distancia, en buena medida por esquemas donde no tendrían control operativo y debían ceder la conducción técnica a Pemex.​

El nuevo paquete que se discute con compañías como Chevron Corporation retoma esas lecciones y busca ofrecer proyectos de mayor escala, márgenes más claros y un reparto de riesgos menos inclinado hacia el socio privado. Aun así, el diseño final de los contratos —ya sea licencias, producción compartida, utilidad compartida o servicios— seguirá marcando quién se anima a entrar y quién prefiere seguir mirando desde fuera.​

Empresas mexicanas, aguas someras y una ventana de tiempo corta

Las grandes petroleras no serían las únicas en jugar: empresas mexicanas como Diavaz, Opex y Jaguar levantan la mano para sumarse a los proyectos y compartir tareas de operación y desarrollo de campos. El objetivo es que esa mezcla de actores permita aprovechar la infraestructura ya instalada por Pemex en zonas marinas, recortar tiempos de puesta en marcha y reducir costos en la fase de producción.​

La ventana de tiempo es corta. El gobierno busca que una parte de estos proyectos empiece a reflejarse en cifras antes de 2027, año en el que se ha prometido reducir la dependencia de Pemex respecto del apoyo financiero de la Secretaría de Hacienda. Si los acuerdos se concretan, el regreso de las grandes petroleras a México no solo cambiará la foto del sector, también tensará el debate sobre hasta dónde se abre la puerta a los corporativos en un país donde el petróleo sigue pesando en la memoria colectiva.​

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La saturación que no da tregua

México carga con una saturación que se amontona desde hace años. La red nacional, con sus líneas de transmisión y subestaciones, arrastra un rezago de inversión que deja a buena parte de la generación nueva sin salida. Plantas renovables en el norte se quedan varadas porque no hay cables suficientes para llevar esa energía al centro y sur, donde la gente la consume. El sistema eléctrico nacional (SIN) padece los estragos de una infraestructura que ya no aguanta el ritmo de un país que busca producir más.

Proyecciones frente a la realidad del consumo

El sistema eléctrico mexicano entra al límite operativo debido a que los márgenes de reserva se han reducido a niveles críticos en las horas de mayor calor. Según los datos del PRODESEN publicados por la Secretaría de Energía (SENER), el crecimiento de la demanda máxima será del 2.6% anual hasta 2038. Eso significa miles de megavatios extras por sumar cada año, o el sistema se rompe en picos de consumo. En la península de Yucatán, el turismo y el calor ya provocaron interrupciones que muerden los ingresos de hoteleros y comercios. Mientras tanto, en el Bajío, el boom industrial obliga a traer energía de lejos, calentando los cables viejos que fueron instalados hace décadas.

El peso sobre la empresa estatal

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) hereda este panorama y lo asume con un plan de expansión para el periodo 2025-2030, pero el reloj no se detiene. La saturación no es solo un dato; tiene un rostro feo. Colonias enteras en el sur tropiezan con cortes prolongados porque la distribución local no aguanta el aumento de conexiones. Poblaciones con migración creciente ven cómo sus redes colapsan bajo el peso de más refrigeradores y aires acondicionados. Y en las ciudades, el nearshoring promete empleos, pero solo si hay luz estable para las cadenas de producción.

Riesgos en el horizonte cercano

Debido a que el sistema eléctrico mexicano entra al límite, el margen de error se achicó por completo. Un verano extremo o un retraso en las obras de infraestructura pueden desatar una crisis que golpee el PIB y la imagen del país como destino confiable. El éxito de los planes actuales depende de una ejecución que no puede permitirse paros. México ya no recibe advertencias; vive el escenario donde los cables y las turbinas aguantan lo último que les queda.

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“Pemex continúa con las acciones para reforzar la distribución y garantizar el abasto de gas LP”, informó la compañía a través de una tarjeta informativa.

El comunicado llega tras varios días de incertidumbre entre distribuidores y consumidores, luego de que diversas asociaciones gaseras advirtieran sobre retrasos logísticos y una posible reducción en las entregas.

El origen del rumor de escasez

El Gremio Gasero Nacional fue el primero en alertar sobre una supuesta falta de producto en las terminales de Pemex desde el 4 de noviembre. Según su representante, Enrique Medrano, los retrasos se debieron principalmente a bloqueos carreteros en distintas zonas del país, lo que habría afectado la logística de distribución.

“Las plantas de distribución de gas LP mencionaron que los bloqueos en carreteras han atrasado el traslado, especialmente en el Estado de México, CDMX, Puebla, Tlaxcala y Pachuca”, señaló Medrano.

La falta de información oficial por parte de Pemex, añadió, alimentó rumores que derivaron en compras de pánico y un incremento inusual de la demanda.

Distribuidores ajustan su logística

Rocío Robles, presidenta ejecutiva de la Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado y Empresas Conexas (AMEXGAS), reconoció que existen “retos logísticos”, pero descartó un escenario de escasez real.

“Estamos trabajando a marchas forzadas para llevar el gas a todos los consumidores. Pemex es nuestro principal proveedor y sí ha tenido ajustes en su infraestructura, pero mantenemos comunicación constante para resolverlos”, explicó.

De acuerdo con Robles, el sector prevé un racionamiento temporal en algunas zonas del centro del país durante las próximas dos semanas, mientras se normalizan las rutas de abastecimiento.

Coordinación entre Pemex, Sener y distribuidores

En respuesta, Petróleos Mexicanos (Pemex) reiteró este jueves que el suministro de gas LP está garantizado. El pronunciamiento fue emitido en conjunto con la Secretaría de Energía (SENER) y con empresas distribuidoras como , Hidrogas, Grupo Uribe, Combugas, SoniGas, Gas Express Nieto, Gas Metropolitano y Regio Gas.

“Existe una estrecha coordinación y diálogo permanente entre el Gobierno de México y las empresas del sector para garantizar el abasto en beneficio de las familias mexicanas”, señaló Pemex.

La empresa dirigida por Víctor Rodríguez Padilla informó que la producción nacional y las importaciones de gas LP operan de manera regular, sin afectaciones en los puntos de importación ni en los ductos de transporte.

#COMUNICADO 📰 | Abasto de #GasLP está asegurado en toda la República Mexicana
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— SENER México (@SENER_mx) November 13, 2025

Producción baja, importaciones suben

De acuerdo con datos recientes de Pemex, la producción nacional de gas LP cayó 16% anual a septiembre, ubicándose en 81 mil barriles diarios, mientras que las importaciones aumentaron 3%, superando los 83 mil barriles diarios.

En el primer año de gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum, el precio promedio del gas LP se mantuvo relativamente estable, con un incremento de apenas 5% entre octubre de 2024 y agosto de 2025.

Pemex niega que haya escasez de gas LP, un llamado a la calma

Pemex y la Sener pidieron a la población evitar compras de pánico, insistiendo en que el abasto de gas LP está asegurado.
“Contamos con los inventarios necesarios para atender la demanda regular en todo el país”, precisaron.

La estabilidad del suministro dependerá, sin embargo, de que las condiciones logísticas y climáticas permitan mantener la distribución continua hacia los principales centros de consumo del país.

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