En el panel de Descarbonización Industrial presentado en el foro de BloombergNEF sobre el Nuevo Panorama Energético 2025, Tania Rabasa (Orbia), Ricardo Naya (CEMEX), Alejandro de Keijser (DEACERO) y el moderador Juan Pablo Spinetto (Bloomberg) coincidieron en un punto de partida: la descarbonización de la industria en México debe anclarse en una seguridad energética creíble y en señales de precio que orienten decisiones de inversión a largo plazo.
Gas natural: dependencia creciente y precios al alza
Uno de los panelistas abrió con un diagnóstico contundente sobre el balance de gas: “Si la demanda sigue incrementando al ritmo actual, y la producción sigue en declinación, las importaciones de gas natural de Estados Unidos van a incrementar bastante”. El dato que ordena las prioridades es claro: “En 2024 más del 70% del gas que se consumía en México venía de Estados Unidos y para 2030 podría ser hasta el 85%”.
Este telón de fondo convive con nueva infraestructura. Se destacó que “se acaba de completar un gasoducto nuevo que va a llevar más de 1,000 millones de pies cúbicos por día al sureste del país”, ampliando mercado y cobertura, a la vez que se desarrollan proyectos para exportar gas natural licuado (GNL) desde México. “Uno de los proyectos es Energía Costa Azul, que esperamos que empiece a exportar en 2026”, se dijo.
Competencia por moléculas: Permian y cuellos de botella
La discusión subrayó un punto estratégico: la competencia por el mismo gas que alimenta a México. “Una gran parte va a venir del Permian, pero el Permian también es de donde viene una gran parte del gas natural que llega a México”, se advirtió, anticipando tensiones entre flujos a terminales de GNL y los envíos transfronterizos. El volumen global impresiona: “Si agarramos los proyectos que llegaron a decisión final de inversión para finales de agosto, esto representaría casi 30,000 millones de pies cúbicos de gas natural que serían exportados para 2030 en Estados Unidos; más del doble de lo que se exportaba en 2024, casi cuatro veces la cantidad de gas que se consume en México”.
Del lado de precios, el panel recordó que “hemos tenido precios de gas negativos en el Permian, porque no hay suficiente capacidad para mover este gas”. Con nuevos gasoductos, “se espera que suba el precio de Guaca y empiece a seguir más de cerca a ‘Henry Ford’”, lo que para México “va a significar precios de gas natural más altos”. Para industrias electrointensivas y procesos térmicos, esta trayectoria implica proteger márgenes energéticos y diseñar coberturas en un entorno de mayor volatilidad.
Refinación y seguridad energética: capacidad, márgenes y sustitución de importaciones
La fotografía de petróleo y refinados también condiciona el tablero industrial. “La producción… ha ido declinando. El consumo de productos refinados se ha mantenido más o menos estable en los últimos cinco años”, se explicó. La expectativa de sustitución parcial de importaciones descansa en mayor utilización del parque nacional: “Para 2026 estimamos llegar al 85–88% de capacidad de refinación”.
El sentido económico es hoy favorable: “Ahora es un buen momento para incrementar la refinación porque los márgenes han sido bastante fuertes el precio del crudo ha caído y se están retirando refinerías en Estados Unidos y Europa… que podrían apoyar estos márgenes”. Aun así, se subrayó prudencia: “Al final es algo fluido”.
Pico de demanda y curva de costos: qué proyectos sí y cuáles no
Con la transición energética como telón de fondo, el panel situó a México en la curva global de costos petroleros. “Pensamos que el pico en el consumo del petróleo va a llegar entre 2030 y 2035”, se indicó, con una advertencia adicional: “Hace falta bastante inversión en nuevos proyectos para suplir esta demanda”, y solo los más competitivos prosperarán. En ese tamiz, “los nuevos proyectos de aguas someras estimamos que se puedan desarrollar por 30 dólares por barril, mientras que los de aguas profundas 50 dólares por barril”. Si la demanda resultara menor a lo previsto, los desarrollos de mayor costo “quedan al margen”.
Para cadenas industriales, este marco de precios y disponibilidad impacta la planeación de combustibles, materias primas y logística, y por extensión, la ruta tecnológica de descarbonización (electrificación de calor, combustibles alternativos, eficiencia y captura). Las decisiones de CAPEX deberán reflejar escenarios de precios más exigentes y diferenciales regionales más amplios.
Estrategia de transición: inversión, diversificación y reglas claras
El hilo conductor del panel fue inequívoco: “Hace falta inversión en energía, no solo en gas y petróleo; hay que diversificar y aprovechar las oportunidades”. La convergencia entre seguridad energética y descarbonización exige simultaneidad: cobertura de corto plazo frente a precios y cuellos de botella, y construcción de una base tecnológica que reduzca intensidad de carbono y dependencia externa. Para habilitarlo, se remarcó la condición habilitadora: “Hace falta que se siga creando el marco regulatorio correcto para traer esta inversión y poder arreglar este déficit energético”.
Se reconoce la dependencia creciente del gas importado y su impacto en precios; por ello se debe aprovechar la ventana de márgenes de refinación para fortalecer seguridad energética; seleccionar proyectos petroleros por costo y resiliencia; y, sobre todo, destrabar inversión con reglas claras para diversificar la matriz.
