Ciudad de México, 29 de junio de 2026. Las proyecciones del sector energético mexicano anticipan que en 2027 el país alcanzará el nivel más alto jamás registrado de gas natural destinado a producir electricidad, con una demanda estimada de 5,203 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) en las plantas de generación. El escenario emerge mientras el sistema eléctrico nacional mantiene una dependencia estructural de los combustibles fósiles y el gobierno avanza, con desigual velocidad, en la ampliación de fuentes renovables.
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
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.
