Gas natural en México: Seguridad energética, dependencia estructural y viabilidad de largo plazo

Las opiniones expresadas en el presente artículo son exclusivamente personales y se sustentan en información pública disponible al momento de su elaboración.

I. Seguridad energética: el verdadero reto estructural

Durante décadas, la discusión energética en México se concentró principalmente en producción petrolera, refinación y apertura del sector. Sin embargo, hacia 2026, el principal reto estructural del sistema energético mexicano ya no es exclusivamente petrolero, es la creciente dependencia del gas natural importado y los retos que ello representa para la seguridad energética nacional.

Tal como se ha señalado de manera consistente en distintos foros del sector energético, la creciente dependencia de México respecto del gas natural importado representa uno de los principales retos estructurales para la resiliencia energética del país. De acuerdo con información de la Secretaría de Energía (SENER), las importaciones representaron aproximadamente el 74% de la oferta nacional de gas natural en 2024 y cerca del 76% conforme a cifras preliminares de 2025.

Esta dependencia adquiere una relevancia crítica considerando que el gas natural se ha convertido en la columna vertebral del sistema eléctrico nacional, donde las centrales de ciclo combinado participan con más del 60% de la generación eléctrica del país.

La integración energética y comercial entre México y Estados Unidos ha permitido acceso a gas natural competitivo y ha contribuido al desarrollo industrial y eléctrico nacional. Sin embargo, el contexto internacional reciente confirma que la seguridad energética ha dejado de ser únicamente un asunto económico para convertirse en un tema estratégico y geopolítico.

Los recientes acontecimientos en Medio Oriente, particularmente el conflicto entre Irán, Israel y Estados Unidos, así como las tensiones relacionadas con el Estrecho de Ormuz —por donde transita aproximadamente una quinta parte del petróleo y gas comercializado globalmente— han incrementado nuevamente la atención internacional sobre seguridad energética.

La Agencia Internacional de Energía (IEA) ha señalado que las tensiones geopolíticas y la vulnerabilidad de las cadenas de suministro energético han llevado a numerosos países a fortalecer políticas de soberanía energética, almacenamiento estratégico y diversificación de fuentes de suministro.

Estos acontecimientos han reforzado una tendencia global cada vez más visible: los países buscan reducir vulnerabilidades estructurales e incrementar capacidades de almacenamiento estratégico frente a riesgos geopolíticos, climáticos o logísticos.

Lo anterior no implica desconocer la relevancia estratégica, ambiental y económica del desarrollo de energías renovables. Por el contrario, la expansión de generación solar, eólica y otras tecnologías bajas en carbono continuará siendo indispensable para reducir emisiones, diversificar la matriz energética y avanzar en los compromisos globales de transición energética.

Sin embargo, diversos escenarios internacionales coinciden en que el gas natural continuará desempeñando un papel relevante dentro de la matriz energética global durante las próximas décadas. El bp Energy Outlook 2025 señala que, incluso bajo escenarios de transición acelerada, el gas natural mantendrá una participación relevante hacia 2050 debido a su papel como combustible de respaldo para sistemas eléctricos con alta penetración renovable, su uso industrial, el crecimiento de la demanda eléctrica y la expansión del mercado global de LNG.

Particularmente, el escenario Current Trajectory de BP proyecta que la demanda global de gas natural continuará creciendo hacia 2050, impulsada principalmente por economías emergentes, industrialización y generación eléctrica. El reporte también identifica que la fragmentación geopolítica y las crecientes preocupaciones sobre seguridad energética están influyendo nuevamente en las decisiones de política energética global.

Incluso en escenarios de transición más acelerada, BP reconoce que el gas natural seguirá formando parte de la matriz energética mundial durante las próximas décadas, particularmente asociado a tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CCUS), respaldo de sistemas eléctricos renovables y expansión del comercio global de LNG.

Asimismo, el bp Energy Outlook 2025 proyecta que la demanda global de LNG continuará creciendo de manera relevante hacia 2030 y posteriormente mantendrá expansión estructural hacia 2050, particularmente impulsada por Asia y mercados emergentes.

Por ello, la dependencia del gas natural debe analizarse no solo desde una perspectiva económica, sino como un asunto estructural de seguridad energética.

II. Almacenamiento estratégico: el principal punto vulnerable

Uno de los puntos más críticos para México es la limitada capacidad de almacenamiento estratégico de gas natural.

De acuerdo con el IMCO, el país cuenta actualmente con aproximadamente 2.4–2.5 días de almacenamiento, cifra considerablemente inferior a estándares internacionales y a otros países altamente dependientes o integrados al mercado internacional de gas natural:

• Austria: 318.3 días
• Francia: 98.8 días
• Italia: 93.8 días
• Alemania: aproximadamente 89 días
• España: 34.2 días
• México: 2.4–2.5 días

La relevancia estratégica del almacenamiento de gas natural ya había sido reconocida oficialmente por el propio Estado mexicano. La Política Pública en materia de Almacenamiento de Gas Natural publicada por SENER en 2018 estableció expresamente que el objetivo del almacenamiento estratégico es “salvaguardar los intereses y la seguridad energética nacionales”, así como garantizar la continuidad del suministro ante contingencias operativas, fenómenos naturales o interrupciones en las importaciones.

Dicha política contempló originalmente alcanzar inventarios equivalentes a cinco días de consumo nacional hacia 2026 mediante el desarrollo de infraestructura estratégica de almacenamiento y mecanismos regulatorios que incentivaran inversión privada y participación del mercado. Sin embargo, gran parte de los proyectos contemplados originalmente no lograron desarrollarse.

Entre los proyectos estratégicos identificados por el Estado destaca Campo Jaf, impulsado por CENAGAS, cuyo objetivo contempla almacenar aproximadamente 10 mil millones de pies cúbicos de gas natural y permitir entregas de hasta 500 millones de pies cúbicos diarios durante contingencias operativas.

Más recientemente, el Gobierno Federal, SENER y CENAGAS han retomado el almacenamiento estratégico como prioridad dentro de la agenda de soberanía energética nacional. El Programa Sectorial de Energía 2025–2030 (PROSENER) contempla el fortalecimiento de infraestructura de almacenamiento mediante inversión pública y mecanismos de participación privada.

Asimismo, durante 2025 y 2026, autoridades energéticas y CENAGAS han señalado la necesidad de evolucionar desde la meta inicial de cinco días hacia esquemas superiores a diez días de almacenamiento estratégico.

Considerando que México importa aproximadamente el 75% del gas natural que consume —principalmente desde Texas— y que más del 60% de la generación eléctrica depende de dicho combustible, diversos especialistas consideran que incluso una meta de cinco días continúa siendo limitada frente a los niveles reales de exposición del país.

III. LNG y reconfiguración geopolítica del mercado regional

Actualmente existen proyectos de infraestructura liderados por inversionistas extranjeros orientados a transportar gas natural importado desde Estados Unidos a través de territorio mexicano para exportarlo hacia Asia y otros mercados internacionales.

Estos proyectos representan inversiones multimillonarias y pueden generar beneficios económicos importantes para el país. Sin embargo, también han abierto un debate relevante respecto a la seguridad energética nacional, particularmente considerando que México continúa importando aproximadamente tres cuartas partes del gas natural que consume.

En este contexto, México se perfila como un corredor estratégico para exportación global de LNG mientras mantiene una capacidad limitada de almacenamiento estratégico y una elevada dependencia estructural de importaciones para sostener su sistema eléctrico e industrial doméstico.

Actualmente, el único proyecto que ya realiza exportaciones parciales es Fast LNG Altamira de New Fortress Energy. Energía Costa Azul LNG de Sempra Infrastructure continúa avanzando en construcción y desarrollo operativo. En el caso de Saguaro Energía de Mexico Pacific, el proyecto continúa formalmente activo y mantiene acuerdos comerciales relevantes de suministro de LNG; sin embargo, durante 2025 y 2026 ha enfrentado retrasos regulatorios, cuestionamientos ambientales, necesidades adicionales de financiamiento y solicitudes de prórroga relacionadas con autorizaciones y calendario de exportación.

México actualmente no cuenta con mecanismos regulatorios explícitos de reserva doméstica equivalentes a los existentes en algunos otros países exportadores de hidrocarburos.

La legislación mexicana sí establece que los permisos de exportación deben otorgarse en la medida en que no se afecte el balance y abastecimiento nacional de gas natural. No obstante, actualmente no existen mecanismos regulatorios explícitos equivalentes a esquemas de reserva estratégica o suministro doméstico obligatorio implementados en otros países exportadores.

Uno de los casos más relevantes es Australia. El Gobierno del Estado de Western Australia implementó desde 2006 la política denominada Western Australian Domestic Gas Policy, mediante la cual los proyectos LNG deben reservar aproximadamente el 15% de las reservas para suministro doméstico.

Adicionalmente, el Gobierno Federal australiano implementó el Australian Domestic Gas Security Mechanism (ADGSM), mecanismo regulatorio que permite restringir exportaciones LNG cuando exista riesgo de déficit de suministro doméstico.

Otros países como Perú y Angola también han incorporado mecanismos regulatorios y contractuales orientados a priorizar abastecimiento interno junto con exportaciones.

Estos ejemplos reflejan una tendencia global creciente: la seguridad energética comienza a incorporarse como elemento central dentro de permisos de exportación, autorizaciones regulatorias y políticas de desarrollo LNG.

IV. Reforma energética 2013–2014: lecciones para el presente

La experiencia de la reforma energética de 2013–2014 también ofrece una lección relevante para el debate actual sobre gas natural, producción nacional y seguridad energética.

La implementación inició con la denominada Ronda Cero, mediante la cual Pemex tuvo la posibilidad de solicitar al Estado las áreas de exploración y extracción que consideraba prioritarias con base en sus capacidades técnicas, financieras y operativas.

Como resultado, el Estado otorgó a Pemex 489 asignaciones, equivalentes al 83% de las reservas 2P nacionales y al 21% de los recursos prospectivos del país.

La Auditoría Superior de la Federación (ASF), como resultado de una auditoría de desempeño sobre la implementación de la Ronda Cero derivada de la reforma energética de 2013–2014, concluyó que dichas asignaciones podrían permitir mantener una plataforma de producción aproximada de 2.5 millones de barriles diarios durante 20.5 años, sujeto al desarrollo eficiente de las áreas y a la disponibilidad de inversión, infraestructura y capacidad operativa.

El diseño original de la reforma no buscaba sustituir a Pemex, sino permitirle complementar limitaciones presupuestarias y tecnológicas mediante asociaciones estratégicas con el sector privado.

En ese contexto, los farmouts representaban una pieza central del modelo. Entre las principales asociaciones adjudicadas destacaron:

• Trion, en asociación con BHP Billiton —hoy Woodside Energy—;
• Ogarrio, inicialmente con DEA Deutsche Erdoel AG —posteriormente Wintershall Dea—, y
• Cárdenas-Mora, con Cheiron Holdings Limited.

Posteriormente, Ogarrio pasó a formar parte del portafolio de Harbour Energy en México como resultado de la adquisición global de los activos de Wintershall Dea concluida en 2024. La operación consolidó la presencia de Harbour Energy en diversos activos upstream estratégicos derivados de la apertura del sector energético mexicano.

Asimismo, Harbour Energy mantiene participación relevante en otros activos upstream en México, incluyendo el proyecto Zama. No obstante, jurídicamente Zama deriva de las rondas petroleras de la reforma energética y no de un esquema de farmout tradicional sobre asignaciones de Pemex, actualmente Pemex participa como socio derivado del proceso de unificación del campo Zama con el área adyacente operada por Pemex.

Particularmente relevante fue Trion, considerado uno de los proyectos de aguas profundas más importantes del país y cuya primera producción comercial se estima hacia 2028.

No obstante, el modelo de asociaciones estratégicas no alcanzó la escala originalmente prevista y diversos procesos posteriores terminaron suspendidos, declarados desiertos o detenidos tras el cambio de política energética en la siguiente administración.

El regreso de esquemas de asociación: contratos mixtos y desarrollo conjunto

Paradójicamente, varios de los retos estructurales que originalmente buscaban atender los farmouts y asociaciones estratégicas han vuelto a colocarse en el centro de la discusión energética nacional.

Durante 2025 y 2026, el Gobierno Federal y Pemex comenzaron a impulsar un nuevo esquema referido públicamente como “contratos mixtos” o “desarrollos mixtos”, orientado a incorporar participación privada en determinados proyectos de exploración y producción de hidrocarburos bajo un modelo distinto al de las rondas petroleras y farmouts implementados durante la reforma energética de 2013 – 2014.

El nuevo esquema deriva principalmente de las reformas constitucionales y legales recientes en materia energética, así como de disposiciones impulsadas por SENER, mediante las cuales el Estado mantiene control estratégico de las áreas y de la producción, mientras que el sector privado puede participar aportando inversión, tecnología, capacidad operativa y ejecución de infraestructura bajo esquemas contractuales específicos.

A diferencia de los contratos derivados de rondas petroleras, el modelo actual no implica necesariamente transferencia de control operativo pleno ni esquemas tradicionales de licencia o producción compartida.

En términos generales, el nuevo diseño busca mantener a Pemex como eje central de los proyectos, permitiendo simultáneamente la participación privada en actividades donde la empresa productiva del Estado enfrenta limitaciones presupuestarias, operativas o tecnológicas.

De acuerdo con información pública presentada por Pemex y autoridades federales durante 2025, el enfoque inicial de estos desarrollos mixtos contempla proyectos prioritarios tanto en campos terrestres como marinos, particularmente en áreas donde ya existe infraestructura, información geológica avanzada o reservas parcialmente desarrolladas.

Diversos análisis especializados han señalado que, en términos prácticos, el nuevo modelo reconoce nuevamente la necesidad de incorporar capital privado, tecnología especializada y capacidad de ejecución para sostener niveles de producción, estabilizar reservas y desarrollar proyectos complejos.

El debate de fondo resulta particularmente relevante: aunque el diseño jurídico y político actual difiere de la reforma energética de 2013–2014, ambos modelos parten de un reconocimiento similar respecto a la necesidad de complementar las capacidades operativas y financieras de Pemex mediante mecanismos de colaboración con el sector privado.

V. Fracturamiento hidráulico y gas shale: potencial vs realidad operativa

El debate sobre el fracturamiento hidráulico (fracking) y el desarrollo de recursos no convencionales ha regresado a la agenda pública ante la creciente vulnerabilidad energética del país.

México cuenta con regiones de potencial relevante para recursos no convencionales, particularmente en las cuencas de Burgos, Sabinas-Burro-Picachos y Tampico-Misantla, con analogías geológicas respecto de plays productivos del sur de Estados Unidos.

Los plays de gas natural asociados al mercado energético de Texas y la región del Golfo —particularmente Permian, Eagle Ford y Haynesville— se han convertido en pilares del suministro energético de Norteamérica. Para México, estos plays son estratégicos porque abastecen una parte sustancial del gas natural que consume el país mediante una infraestructura de ductos altamente integrada, lo que convierte al suministro proveniente de Estados Unidos en un componente estructural para la operación del sistema eléctrico y manufacturero mexicano. De acuerdo con la EIA, las exportaciones de gas natural por ducto de Estados Unidos a México alcanzaron niveles récord en 2024 y 2025, impulsadas principalmente por la demanda del sector eléctrico mexicano.

Sin embargo, el potencial geológico por sí solo no garantiza viabilidad comercial. Entre el recurso técnicamente recuperable y la producción efectiva existen retos relevantes relacionados con infraestructura, manejo hídrico, supervisión ambiental, certidumbre regulatoria, condiciones de inversión y capacidad institucional.

La experiencia internacional demuestra que el desarrollo de recursos no convencionales requiere mucho más que reservas o potencial geológico: exige tecnología especializada, trazabilidad operativa, infraestructura de transporte y procesamiento, estándares ambientales robustos, aceptación social y marcos de inversión de largo plazo.

Adicionalmente, aun bajo escenarios optimistas, diversos análisis sugieren que alcanzar una escala material de producción podría requerir varios años, considerando los tiempos necesarios para exploración, evaluación, desarrollo de infraestructura, permisos, inversión, contratación especializada y conexión comercial.

En este contexto, cualquier eventual desarrollo de proyectos de fracturamiento hidráulico en México requeriría un análisis integral de factibilidad. Dicho análisis no debería limitarse al potencial geológico de los recursos, sino evaluar también los retos técnicos, ambientales, regulatorios, sociales, financieros e institucionales necesarios para alcanzar una escala comercialmente relevante.

Ese análisis tendría que considerar la inversión requerida para mitigar riesgos, así como los plazos necesarios para desarrollar infraestructura de acceso al agua, transporte, procesamiento, compresión y evacuación comercial del gas producido.

Por ello, frente a la dependencia estructural de las importaciones de gas natural, resulta igualmente relevante evaluar estrategias complementarias de política energética con resultados potencialmente más inmediatos y eficientes. Entre ellas destacan la reducción de la quema y venteo de gas natural en operaciones de Pemex, el fortalecimiento de capacidades de almacenamiento estratégico, el desarrollo de políticas de reserva y seguridad energética, así como la participación en proyectos de LNG e infraestructura asociada que permitan diversificar fuentes de suministro y fortalecer la resiliencia del sistema energético nacional.

VI. Quema de gas de Pemex: una contradicción estructural

El debate sobre seguridad energética tampoco puede analizarse sin considerar la problemática estructural de la quema y venteo de gas natural en los procesos de producción petrolera de Pemex.

Durante los últimos años, Pemex ha incrementado la producción de petróleo en campos con alto contenido de gas asociado en un contexto donde la expansión de infraestructura de recolección, procesamiento y transporte de gas enfrenta importantes retos operativos y de inversión.

Como resultado, una parte relevante del gas natural producido termina siendo quemado o liberado a la atmósfera.

El reporte Global Gas Flaring Tracker 2024 del Banco Mundial ubicó a México entre los diez países con mayor volumen de quema de gas asociado del mundo.

Datos presentados por especialistas del sector durante el Foro de Energía e Infraestructura del IMEF, con base en información de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), hoy reorganizada bajo el nuevo esquema institucional encabezado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Secretaría de Energía (SENER), señalan que Pemex llegó a quemar aproximadamente entre 5% y 8% de la producción nacional de gas natural en ciertos periodos recientes.

Diversos análisis estiman que parte de dicho volumen podría equivaler a cientos de millones de pies cúbicos diarios potencialmente aprovechables para generación eléctrica, procesos industriales o sustitución parcial de importaciones.

La quema de gas no representa únicamente un problema ambiental. Refleja también retos estructurales de infraestructura y planeación operativa que impactan directamente la seguridad energética nacional.

VII. Contratos mixtos, vehículos de propósito específico y financiamiento institucional para infraestructura gasífera

La Ley para el Fomento de la Inversión en Infraestructura Estratégica para el Desarrollo con Bienestar y su Reglamento abren una ruta para estructurar proyectos de gas natural —exploración, producción, procesamiento, transporte, almacenamiento e infraestructura asociada— bajo esquemas de participación mixta. Su relevancia no consiste en sustituir el régimen energético, sino en habilitar mecanismos de coordinación entre sector público, capital privado y capital institucional, con rectoría del Estado, disciplina financiera y trazabilidad. En hidrocarburos, cualquier proyecto deberá seguir sujeto al marco sectorial aplicable, ya que la propia Ley establece que los proyectos energéticos bajo esquemas de participación mixta continúan rigiéndose por la Ley del Sector Eléctrico y la Ley del Sector de Hidrocarburos.

En este modelo, los Vehículos de Propósito Específico pueden funcionar como estructuras jurídicas para administrar activos, derechos, flujos, fuentes de pago, obligaciones y aportaciones vinculadas al proyecto. La Ley los define como sociedades, fideicomisos públicos o privados u otras figuras jurídicas que permitan coordinar la participación pública, privada o social, sin que su sola constitución implique obligaciones a cargo del Gobierno Federal. Para proyectos gasíferos, esta arquitectura puede facilitar la participación de Pemex, desarrolladores privados, financiadores, fondos especializados, CKDs, CERPIs u otros inversionistas institucionales, siempre que el proyecto tenga viabilidad técnica, jurídica, económica, financiera, ambiental y social.

Los contratos mixtos pueden servir como matriz contractual para asignar riesgos, definir inversión, desarrollo, operación, mantenimiento, recuperación de capital, garantías, supervisión, continuidad operativa y derechos de financiadores. Esto es especialmente relevante en infraestructura de gas natural, donde la bancabilidad depende menos del potencial geológico aislado y más de la existencia de permisos, infraestructura de evacuación, procesamiento, transporte, fuentes de pago, certidumbre regulatoria y mecanismos de protección frente a incumplimientos. El Reglamento incluso reconoce la posibilidad de pactar derechos de step-in en favor de acreedores o financiadores, siempre que no se afecte el interés público ni las facultades de la autoridad contratante.

Debe precisarse, sin embargo, que esta Ley no autoriza el uso directo, obligatorio o discrecional de recursos de las AFORES. Lo jurídicamente correcto es señalar que puede contribuir a crear proyectos e instrumentos potencialmente invertibles por inversionistas institucionales, incluyendo AFORES, siempre que se cumpla con el régimen de inversión aplicable, los límites regulatorios, los criterios de rentabilidad ajustada por riesgo y las autorizaciones correspondientes. En otras palabras, los recursos administrados por las AFORES solo podrían participar indirectamente a través de instrumentos autorizados —como CKDs, CERPIs u otros vehículos permitidos— y no como una fuente automática de financiamiento público.

Así, los contratos mixtos pueden convertirse en una herramienta relevante para atraer inversión hacia la exploración, producción e infraestructura de gas natural en México, sin desplazar el control estratégico del Estado ni el papel central de Pemex. Su éxito dependerá de que los proyectos se diseñen como estructuras bancables, con asignación clara de riesgos, gobierno corporativo robusto, transparencia, disciplina financiera y mecanismos efectivos de ejecución. En un contexto de alta dependencia de importaciones de gas natural, esta arquitectura puede ayudar a movilizar capital y tecnología hacia proyectos estratégicos, siempre que el marco contractual sea suficientemente sólido para proteger tanto el interés público como la recuperación razonable de la inversión.

Nota de implementación. A la fecha, el Reglamento de la Ley ya fue publicado en el DOF el 8 de mayo de 2026 y entró en vigor al día siguiente. No obstante, la implementación práctica del régimen aún depende de la emisión o adecuación de lineamientos, criterios técnicos, formatos, mecanismos de validación, registros, plataformas y demás disposiciones operativas por parte de SHCP, la Secretaría Ejecutiva del Consejo y las autoridades competentes. El Reglamento prevé un plazo de 90 días hábiles siguientes a su entrada en vigor, por lo que, de manera aproximada, dichas disposiciones deberían estar listas hacia el 11 de septiembre de 2026, salvo días inhábiles administrativos adicionales o ajustes oficiales. En tanto se emitan, continuarán aplicándose los lineamientos, criterios y mecanismos previamente vigentes en lo que no se opongan a la Ley y al Reglamento.

VIII. Conclusiones

1.- La seguridad energética de México depende hoy, de manera crítica, del gas natural.

La elevada dependencia de importaciones —principalmente desde Estados Unidos— y el peso del gas natural en la generación eléctrica convierten este tema en un asunto estratégico, no solo económico o sectorial.

2.- El principal riesgo no es únicamente importar gas, sino carecer de resiliencia suficiente ante una interrupción.

México opera con niveles muy limitados de almacenamiento estratégico, lo que reduce su margen de respuesta frente a eventos geopolíticos, climáticos, logísticos u operativos.

3.- La política energética debe pasar de una lógica de suministro barato a una lógica de seguridad de suministro.

La integración con Texas ha sido una ventaja competitiva para México, pero no debe sustituir una estrategia nacional de almacenamiento, diversificación, producción local y respaldo operativo.

4.- El LNG puede representar una oportunidad, pero también exige una política de reserva y seguridad energética.

México puede convertirse en un corredor estratégico para exportación de gas natural licuado; sin embargo, ello debe equilibrarse con mecanismos que protejan el abastecimiento doméstico en escenarios de estrés.

5.- El fracking no debe tratarse como solución inmediata, sino como una opción de largo plazo sujeta a factibilidad integral.

El potencial geológico existe, pero su desarrollo requiere infraestructura, agua, permisos, supervisión ambiental, inversión, tecnología, aceptación social y certidumbre regulatoria.

6.- La reducción de la quema y venteo de gas de Pemex debe ser una prioridad inmediata.

Aprovechar gas que hoy se quema o se pierde puede generar beneficios más rápidos que otros proyectos de largo plazo: mayor disponibilidad de gas, menor impacto ambiental y reducción parcial de importaciones.

7.- Los contratos mixtos pueden ser una herramienta relevante si se estructuran como proyectos bancables.

Su valor no está solo en permitir inversión privada, sino en ordenar riesgos, fuentes de pago, derechos de financiadores, gobierno corporativo, transparencia y recuperación razonable de capital.

8.- La nueva Ley de Inversión en Infraestructura Estratégica puede facilitar vehículos de propósito específico, pero no sustituye la disciplina financiera ni regulatoria.

Los CKDs, CERPIs, fondos de infraestructura y eventualmente AFORES solo podrán participar si los proyectos son rentables, autorizados, transparentes y compatibles con su régimen de inversión.

9.- La propuesta de solución debe ser integral, no ideológica.

México requiere una arquitectura de seguridad energética basada en cinco ejes: almacenamiento estratégico, reducción de flaring, infraestructura gasífera, contratos mixtos bancables y evaluación seria del potencial no convencional.

10.- La pregunta central no es si México debe importar, producir, almacenar o asociarse con privados; la respuesta responsable es hacer todo lo anterior con orden, gobernanza y visión de largo plazo.

La seguridad energética exige combinar rectoría del Estado, capacidad de Pemex, inversión privada, capital institucional, disciplina contractual y protección del interés público.

En conclusión, México no enfrenta únicamente un problema de suministro de gas natural, sino un reto estructural de seguridad energética, resiliencia e infraestructura crítica. La solución no está en una sola medida ni en una posición ideológica única, sino en construir una estrategia integral que combine almacenamiento estratégico, reducción de quema y venteo, aprovechamiento eficiente de infraestructura, participación privada bajo contratos mixtos bancables y una política clara de diversificación y reserva energética.

Bajo esta lógica, el gas natural debe entenderse como un componente estratégico para la estabilidad eléctrica, industrial y económica del país durante la transición energética. La prioridad no debe ser elegir entre control estatal o inversión privada, ni entre transición energética o seguridad de suministro, sino diseñar un modelo que permita al Estado conservar la rectoría, a Pemex fortalecer sus capacidades y al capital privado e institucional participar bajo reglas claras, transparentes y financieramente sostenibles.

Fuentes y referencias

• Secretaría de Energía (SENER) – Prontuario Estadístico de Gas Natural 2025.
• Secretaría de Energía (SENER) – Prospectiva del Sector Eléctrico 2024–2038.
• Política Pública en materia de Almacenamiento de Gas Natural, SENER, 2018.
• Programa Sectorial de Energía 2025–2030 (PROSENER).
• Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) – Infraestructura de almacenamiento de gas natural en México, 2022.
• International Energy Agency (IEA) – Energy Security and Strategic Reserves, 2025–2026.
• World Bank – Global Gas Flaring Tracker Report 2024.
• Auditoría Superior de la Federación – Auditoría de Desempeño Ronda Cero, Auditoría 14-2-18T4L-07-0329.
• Rondas México / SENER – Información oficial sobre farmouts y contratos petroleros.
• U.S. Energy Information Administration (EIA) – U.S. Natural Gas Exports to Mexico, 2024–2025.
• Comisión Nacional de Energía (CNE) y Secretaría de Energía (SENER) – Información estadística y regulatoria del sector hidrocarburos.
• CENAGAS – Proyectos Estratégicos de Almacenamiento.
• BP – bp Energy Outlook 2025.
• Government of Western Australia – Western Australian Domestic Gas Policy, actualización vigente 2025.
• Australian Government – Department of Industry, Science and Resources – Australian Domestic Gas Security Mechanism (ADGSM), actualización 2025.
• S&P Global Commodity Insights – “Australia to reserve 20% of export gas for domestic market from July 2027”, publicación del 7 de mayo de 2025.
• EnergyQuest Australia – Domestic Gas Market Interventions: International Experience, actualización 2020.
• Angola LNG Project Overview / Sonangol Official Information.
• Harbour Energy – Información corporativa y portafolio upstream México, 2024–2025.
• “Hydraulic Fracturing in Mexico: Between Energy Urgency and Structural Viability” – Teresa Gallegos.

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