El Programa Sectorial de Energía 2025-2030 y el Plan Quinquenal de CENAGAS han vuelto a colocar el almacenamiento estratégico de gas natural en la agenda pública. El objetivo declarado es pasar de los actuales 2,5 días de reserva a un mínimo de 10 días mediante infraestructura que combine yacimientos agotados, cavernas salinas y acuíferos confinados. Aunque la meta de cinco días ya se formuló en 2018, la infraestructura sigue ausente y la dependencia del flujo diario de importaciones permanece intacta.
La ventana de oportunidad es concreta: México avanza simultáneamente en la ampliación de gasoductos y en su posición como plataforma de comercio de gas natural licuado. Sin reservas internas, cualquier interrupción en los ductos de Texas o cualquier pico de demanda eléctrica se traduce directamente en precios más altos y riesgo de racionamiento industrial.
Costos reales y elección tecnológica
El rango de inversión estimado por el IMCO entre 428 y 2 595 millones de dólares sigue siendo la única referencia pública disponible. Los yacimientos agotados ofrecen economías de escala para volúmenes grandes, pero requieren ubicaciones geológicas precisas y tiempos de conversión superiores a cinco años. Las cavernas salinas, en cambio, permiten desarrollos más rápidos y de menor escala, aunque su costo unitario por metro cúbico almacenado es mayor. La decisión tecnológica no es solo económica: define también quién puede participar en la licitación y qué tan rápido se puede poner en operación la capacidad.
Un primer punto de análisis propio es que el rango de costos subestima el componente de interconexión. Los sitios viables suelen estar alejados de los principales gasoductos troncales. Cada kilómetro adicional de ducto de interconexión y cada compresor necesario elevan el presupuesto entre 15 % y 25 % respecto a las cifras de 2018. Por tanto, el límite superior del intervalo histórico ya podría estar cerca de los 3 000 millones de dólares en escenarios reales.
Impacto en la generación eléctrica y la industria
El gas natural representa más del 55 % de la generación eléctrica en México. Sin almacenamiento, el margen de maniobra ante mantenimientos programados o paros no programados en los gasoductos se reduce a cero. Durante la tormenta invernal de febrero de 2021, la falta de reservas internas obligó a importar volúmenes de emergencia a precios spot que multiplicaron por ocho el costo promedio del combustible. Las empresas generadoras que operan bajo contratos de cobertura sufrieron pérdidas; las que no tenían cobertura trasladaron el sobrecosto a tarifas finales o redujeron producción.
La industria manufacturera del norte del país, altamente dependiente de gas para procesos térmicos, enfrenta un riesgo similar. Un segundo argumento original es que el almacenamiento estratégico funciona como un seguro colectivo que reduce la prima de riesgo país para proyectos industriales nuevos. Sin él, las decisiones de inversión en petroquímica o en parques industriales de alto consumo energético se postergan o se condicionan a contratos de suministro más caros con cláusulas de fuerza mayor amplias.
Financiamiento y reparto de costos
La propuesta de David Rosales de que CENAGAS licite el proyecto y la autoridad reguladora autorice su recuperación gradual a través de tarifas traslada el costo a todos los usuarios del sistema. Esta solución tiene lógica sistémica, pero genera una tensión distributiva clara. Los grandes consumidores industriales argumentan que ya pagan por la firmeza de suministro a través de contratos privados; los usuarios residenciales y comerciales, en cambio, terminarían subsidiando indirectamente una infraestructura que usan poco. La definición de la metodología tarifaria será el primer campo de batalla regulatorio una vez que se publiquen las bases de licitación.
Riesgos regulatorios y de ejecución
El principal riesgo no es financiero sino de ejecución institucional. El Programa Institucional de CENAGAS 2026-2030 contempla solo la “evaluación” de proyectos; no establece plazos vinculantes ni fuentes de financiamiento aprobadas. Si la administración que asuma el poder en 2030 decide reorientar recursos hacia generación renovable o hacia subsidios directos, el almacenamiento podría quedar nuevamente en lista de espera. Un tercer punto de análisis es que la ausencia de un marco jurídico específico para almacenamiento estratégico genera incertidumbre sobre derechos de propiedad del gas almacenado y sobre las obligaciones de entrega en caso de declaratoria de emergencia.
Perspectivas hacia 2030
La ampliación de la red de gasoductos y el crecimiento del comercio de GNL ofrecen una oportunidad única para financiar almacenamiento mediante mecanismos de peaje compartido. Sin embargo, la ventana se cierra si los proyectos no avanzan antes de 2028, porque los periodos de construcción superan los cuatro años. El escenario más probable es una solución híbrida: una primera fase de cavernas salinas de mediana escala en el noreste, financiada con tarifas, y una segunda fase de yacimientos agotados en el sureste que requiera participación de capital privado con garantías de volumen mínimo. La variable crítica será la capacidad del regulador para mantener la metodología tarifaria estable durante al menos una década.
México puede seguir importando volúmenes crecientes de gas sin almacenamiento, pero cada año que pasa sin reservas estratégicas incrementa el costo de la vulnerabilidad energética y reduce el margen de maniobra ante choques externos. La decisión que se tome en los próximos 24 meses definirá si el país cuenta con un sistema energético más resiliente o si sigue operando al día, expuesto a cualquier disrupción en la frontera norte.
