SEGUNDA Y ÚLTIMA PARTE
Ante el contexto referido en la primera parte de esta entrega, se presenta un dilema que actualmente Estados Unidos está evaluando a través del Departamento de Energía (DOE), el cual ha implementado iniciativas como el Energy Storage Grand Challenge y el programa Storage Innovations 2030. Ambos están orientados al desarrollo de tecnologías avanzadas de almacenamiento de larga duración y al fortalecimiento de la cadena de suministro nacional de gas natural. El aumento en las exportaciones y la instalación de centros de datos requiere una estrecha integración con la red energética estadounidense, lo que ha impulsado la creación de plantas específicas para estos centros, muchas de las cuales operan bajo proyectos de ciclo combinado y, en algunos casos, emplean tecnologías nucleares modulares.
En este contexto, el modelo de negocio exitoso se fundamenta en la comercialización de gas natural licuado (GNL), aprovechando la existencia de un mercado cautivo en Europa para las próximas décadas. Por otro lado, se minimizan las exportaciones a México y Canadá a través de ductos, dado que estos países forman parte del acuerdo comercial y actualmente el gas natural no está sujeto a ningún arancel.
En los Estados Unidos, el consumo promedio diario en 2025 fue de aproximadamente 95 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), mientras que la producción alcanzó los 107 mil MMpcd. Del total producido, el 14% se exportó como gas natural licuado (GNL) y el 9% a través de ductos. Para cubrir el consumo diario, se utilizaron entre 12 y 15 mil MMpcd provenientes del almacenamiento.
Para 2028, se estima que el consumo ascenderá a 103 mil MMpcd y la producción llegará a 113 mil MMpcd, con una proyección de exportación del 17% en modalidad GNL y un 10% por ducto. Se prevé retirar aproximadamente 21 mil MMpcd de las reservas de almacenamiento para satisfacer la demanda. En ese año, Estados Unidos deberá compensar la posible disminución de compras por parte de Europa a Rusia; durante el invierno será prioritario abastecer el mercado interno y, posteriormente, evaluar cuánto podrá enviarse a Europa antes y durante el invierno, así como determinar la capacidad de exportación por ductos según el balance de almacenamiento disponible y la continuidad de la producción durante bajas temperaturas. Este escenario es relevante para las proyecciones energéticas de México.
De cara a 2030, Estados Unidos podría consumir más de 115 mil MMpcd y producir hasta 117 mil MMpcd, estableciendo una relación casi 1:1. Para mantener su posición en el mercado de exportación, se proyecta que el 21% del total producido se exporte como GNL y el 11% a través de ductos, lo que implicaría un retiro de aproximadamente 38 mil MMpcd de los centros de almacenamiento.
Estados Unidos podría optar por reducir su capacidad de almacenamiento o definir una nueva estrategia a partir de 2030, priorizando las economías que puedan pagar el GNL, en respuesta a un cambio geopolítico ocurrido en 2026. Esta decisión implicaría dejar de lado a dos países que forman parte de su tratado, vendiendo únicamente lo disponible para no comprometer la seguridad energética que actualmente mantiene a nivel mundial.
México enfrenta desafíos significativos en el abastecimiento de gas natural. Al cierre de 2025, la demanda promedio observada fue de 9.11 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), de los cuales aproximadamente el 70% se importa desde Estados Unidos para satisfacer las necesidades del mercado interno. Entre el 65% y el 70% de esta demanda se destina a la generación eléctrica, especialmente ante el crecimiento de proyectos de la Comisión Federal de Electricidad que utilizan gas natural en nuevas plantas bajo contratos mixtos o directos. Se prevé que el consumo aumente a más de 9.90 mil MMpcd para 2028, manteniendo el porcentaje de importación, y que en 2030 el consumo alcance los 11 mil MMpcd, con una importación constante no mayor al 70%, siempre que la producción nacional de gas natural seco se mantenga estable durante este periodo.
En 2025, el precio promedio observado del gas natural por ducto fue de 3.2 USD/MMBtu, mientras que el GNL en Europa presentó fluctuaciones entre 13 y 15 USD/MMBtu. El GNL requiere una infraestructura logística más compleja, que incluye una planta de licuefacción, transporte marítimo especializado entre puertos y una planta de regasificación en el destino para su almacenamiento o distribución por ductos en toda la Unión Europea.
Reflexión:
México dependerá del gas natural proveniente de Estados Unidos por más de cinco décadas. Por otro lado, Europa dejará de adquirir gas ruso y se espera que el consumo aumente durante las próximas cuatro décadas, lo que implicará que una proporción significativa del suministro mundial provenga de Estados Unidos. Ante este escenario, Estados Unidos enfrentará la decisión de priorizar su seguridad energética respecto al almacenamiento de gas natural, considerando el aumento en la demanda interna. El país solo podrá sostener los volúmenes actuales y atender incrementos en exportaciones si amplía su capacidad de almacenamiento y producción en sus cuencas gasíferas. De no hacerlo, priorizará su propio almacenamiento, el mercado local y las exportaciones hacia naciones con mayor intercambio comercial, negociando aranceles y acuerdos sobre la compra de gas natural. Cabe destacar que tanto Europa como Estados Unidos iniciarán una reducción en el uso de gas natural a partir de 2050, mientras que México continuará dependiendo de la disponibilidad, capacidad y condiciones de negociación con su vecino del norte durante las próximas décadas. La situación será especialmente desafiante para México a partir de 2028. (– Grupo Caraiva – Grupo Pech Arquitectos)