México produce más gas que en una década y depende más que nunca de Texas

El dato y su denominador

La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) cerró la serie de 2025 con 2.422.839 millones de pies cúbicos exportados por ducto a México: 6.638 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), un 3,4 % más que en 2024 y el máximo histórico de la serie FACT. No fue un techo. En junio de 2026 la misma serie registró 7.620 MMpcd, el mayor mes jamás medido, y los datos de flujo de agosto apuntan a cifras cercanas a 7.900 MMpcd, pendientes de la publicación oficial del 30 de septiembre ESTIMATE.

Lo que ese volumen representa depende del denominador, y aquí conviene ser preciso porque el sector no lo ha sido. La cifra de "77 %" que ha circulado en redes y en algunas notas de prensa —incluidas las nuestras de julio— no aparece en ninguna fuente oficial. El Programa Sectorial de Energía 2025-2030 sitúa el consumo de 2024 en 8.845 MMpcd y las importaciones en 6.424 MMpcd (72,6 %); el Plan Estratégico de Pemex habla de 6.666 MMpcd importados, "el 74 % de la oferta nacional"; el prontuario de la SENER con corte a septiembre de 2025 da 75,9 % en ese mes; y la propia secretaria de Energía citó "75 %" en abril de 2026. Alrededor de tres de cada cuatro pies cúbicos que consume México llegan de Texas FACT. Es una cifra suficientemente grave sin necesidad de inflarla.

Producir más no es ofertar más

La paradoja de 2026 es que Pemex está produciendo más gas que en cualquier momento desde 2023 y la dependencia no se mueve. En el segundo trimestre, la producción bruta de gas hidrocarburo alcanzó 4.006 MMpcd, un 11,5 % más que un año antes, con el gas no asociado ya en el 59 % del total FACT. El Plan Estratégico y el PROSENER hablan de llegar a 5.000 MMpcd hacia 2030 y de "reducir la dependencia externa en un 20 %".

El problema es que la cifra que importa para el balance no es la producción bruta sino la oferta neta: el gas seco que sale de las plantas de proceso más el que se extrae directamente, descontados autoconsumo, reinyección, nitrógeno y quema. Ese número lleva años en torno a 2.200–2.400 MMpcd. El gas seco de plantas fue de 1.704 MMpcd en 2025 y de 1.834 MMpcd en el segundo trimestre de 2026; Pemex envió a la atmósfera 446 MMpcd en 2025, un 7 % de lo que produjo FACT. Con ese denominador, un 11,5 % más de producción bruta se traduce en unos pocos cientos de millones de pies cúbicos de oferta adicional, frente a una demanda que crece por generación eléctrica, industria y, desde julio, exportación de GNL.

Dato. SENER, abril de 2026: consumo ~9.000 MMpcd, producción ~2.000, importación ~6.800. Meta oficial: pasar de 2.776 a 5.871 MMpcd de producción. Ninguna cuenca mexicana ha duplicado su aporte de gas seco en cuatro años.

Esto no es un juicio sobre la voluntad política. Es aritmética de infraestructura: para que la producción bruta se convierta en oferta hacen falta plantas criogénicas, ductos de recolección, compresión y, sobre todo, gas no asociado en campos que hoy no lo tienen desarrollado. Nada de eso se construye antes de 2028 INTERPRETATION.

Lo que cambió en el verano de 2026

Tres hechos matizan el cuadro, y ninguno reduce la dependencia.

El GNL mexicano existe, pero es Texas con otra bandera. Energía Costa Azul (Sempra, Baja California) embarcó su primer cargamento el 8 de julio; el 27 de julio un daño en los compresores de refrigerante desplazó la operación comercial al cuarto trimestre FACT. Su gas es del Pérmico. Los otros dos proyectos —la segunda fase de Altamira, con permisos denegados y su promotor reestructurado, y Saguaro Energía, sin decisión final de inversión y con una suspensión judicial provisional— no están en el horizonte de 2027. México será reexportador de gas estadounidense antes que productor excedentario.

El "gas casi gratis" se acabó. Durante la primera mitad de 2026 el precio en Waha, el nodo del Pérmico que referencia buena parte del gas que cruza la frontera, promedió −2,38 dólares por MMBtu, con 87 días en negativo ESTIMATE. Era un regalo de la congestión de ductos en Texas, no una ventaja estructural mexicana. Con la ampliación de Gulf Coast Express y la entrada de Hugh Brinson en junio, Waha volvió a territorio positivo y ronda los 2 dólares en septiembre. Henry Hub promedió 3,52 dólares en 2025 y la EIA proyecta 3,44 para 2026 y 3,31 para 2027 FORECAST. México seguirá comprando gas barato en términos globales; ya no comprará gas regalado.

El marco dejó de ser un supuesto. El 1 de julio Estados Unidos comunicó que no renovaba el T-MEC "en su forma actual"; el tratado sigue vigente y entra en revisiones anuales con negociación bilateral abierta FACT. El gas no tiene arancel y no hay ningún indicio de que vaya a tenerlo. Pero un flujo de 7.000 MMpcd que depende de un solo proveedor, cuatro corredores y un tratado en revisión anual es, por definición, un activo con riesgo regulatorio explícito, y así debe modelarse.

Qué significa para el capital

Desde la perspectiva de quien tiene capital comprometido en México —operadores, generadores, industriales que se instalan por el nearshoring—, la lectura es distinta de la del debate sobre soberanía.

Primero, el ducto es la infraestructura energética más fiable del país: 14.800 MMpcd de capacidad instalada en cuatro corredores, utilizada al 43 % en 2024 FACT. Puerta al Sureste añadió 1.300 MMpcd en mayo de 2025. La restricción no es traer gas; es distribuirlo dentro de México y convertirlo en electricidad entregable, que es donde el nearshoring encontró su muro.

Segundo, la señal de precio ha cambiado de signo: el diferencial Waha–Henry Hub que subsidió a la industria mexicana en 2025 y en la primera mitad de 2026 se está cerrando. Los contratos de suministro firmados con referencia Waha en ese periodo valen hoy menos de lo que parecían.

Tercero, la meta de autosuficiencia no es una hipótesis de inversión: es un objetivo político que la oferta neta actual no respalda OPINION. La estrategia racional para quien opera en México no es apostar a que la dependencia baje sino asegurar el acceso —capacidad de transporte firme, almacenamiento, contratos con cláusulas de interrupción claras— mientras la revisión del T-MEC define el marco. El gas natural es, en 2026, el mejor argumento para la integración norteamericana y el mejor recordatorio de su fragilidad.

Ese doble filo es el tablero que conviene leer. El resto de la cadena —quién genera con ese gas, quién financia las plantas y bajo qué reglas— es materia de los próximos análisis de esta serie: la rotación del capital español en la generación mexicana y el balance real de los contratos mixtos de Pemex.