NACIONALES
Las pérdidas que sufren Sonora y el norte: El costo de negar el gas
Geopolítica, por Víctor Hugo Celaya Celaya
En el oeste de Texas, el gas natural se vendió a precio negativo durante 164 días en 2024. En el hub de Waha, a menos de 500 kilómetros de la frontera sonorense, la sobreproducción fue tal que los productores pagaban por deshacerse de su gas.
Del otro lado, en los parques industriales de Hermosillo, Guaymas y Nogales, la industria manufacturera siguió comprando ese mismo gas a más de 3 dólares por millón de BTU, con márgenes de transporte, distribución e intermediación que convierten una molécula casi gratuita en un insumo caro. Esa brecha, más que cualquier discurso sobre competitividad, explica por qué el nearshoring llega a cuentagotas al norte de México.
Sonora tiene todo lo que una empresa necesita para relocalizarse: frontera directa con Arizona, mano de obra competitiva, tratados comerciales vigentes y seis parques industriales nuevos en desarrollo entre Nogales, San Luis Río Colorado, Ciudad Obregón, Hermosillo, Guaymas y Agua Prieta. Pero, cuando los directivos preguntan por el suministro eléctrico y el precio del gas, las respuestas se vuelven inciertas.
La inversión extranjera directa de Sonora, como proporción del PIB estatal, ha quedado por debajo de su potencial desde 2010, según BBVA Research, y la energía es una de las razones principales. Tesla pausó su Gigafactory de 5,000 millones de dólares en Monterrey en julio de 2024. BYD archivó sus planes de planta en México. En ambos casos influyeron factores geopolíticos, pero el diagnóstico de fondo es compartido: México no ofrece energía confiable ni barata al nivel que exige la manufactura de escala.
La paradoja del subsuelo
México es el decimoquinto productor de petróleo del mundo y tiene una de las reservas de gas no convencional más grandes del continente, concentrada en la Cuenca de Burgos, Tamaulipas. Y, sin embargo, importa el 75% del gas natural que consume. La producción nacional de Pemex ronda los 2,300 millones de pies cúbicos diarios; el consumo supera los 9,000. La diferencia, unos 6,700 millones de pies cúbicos cada día, cruza la frontera por gasoductos desde Texas y Nuevo México
México es el mayor comprador de gas por ducto de Estados Unidos: absorbe el 70% de las exportaciones estadounidenses por esa vía y el 31% de todas sus exportaciones de gas, incluyendo el licuado.
Ese gas alimenta más del 60% de la generación eléctrica del país. Mueve la industria cementera, la siderúrgica, la química y la alimentaria. Es el insumo que determina si un parque industrial en la frontera norte puede competir con uno en Vietnam o en el sur de India. Y cada molécula importada es una variable que México no controla: sujeta a precios del mercado texano, a la capacidad de los gasoductos transfronterizos y a la voluntad política de Washington.
La paradoja se extiende a la refinación. La refinería Olmeca, en Dos Bocas, Tabasco, fue anunciada con un presupuesto de 8,000 millones de dólares. Su costo final superó los 20,000 millones, un sobrecosto del 135%. En mayo de 2025 procesaba 115,000 barriles diarios de los 340,000 de capacidad diseñada, apenas un 34%.
Los analistas del sector no prevén operación plena antes de 2028. Mientras tanto, el brazo de refinación de Pemex acumuló pérdidas por 585,000 millones de pesos en 2024, con un costo de procesamiento que supera en 42 dólares por barril al de simplemente importar la gasolina terminada.
El modelo que se agotó
Estados Unidos y Canadá integraron sus cadenas energéticas durante las últimas dos décadas con un modelo claro: inversión privada en extracción, infraestructura de transporte continental financiada por operadores del mercado, almacenamiento estratégico regulado y marcos jurídicos que dan certidumbre a plazos de 20 o 30 años. El resultado fue gas barato en abundancia, una revolución petroquímica que reconfiguró la manufactura del Medio Oeste y una capacidad de refinación que permite a Estados Unidos ser exportador neto de productos derivados.
México optó por centralizar la energía en Pemex y CFE, limitando la participación privada. Mientras el gas en Henry Hub cerró 2024 en 2.21 dólares por millón de BTU —el precio real más bajo de la historia—, en México superó los 3.30 dólares debido a infraestructura insuficiente. Esa diferencia de centavos por BTU se traduce en fábricas ganadas o perdidas.
El giro tardío
Durante el sexenio de López Obrador, el fracking fue descartado como técnica viable por decreto ideológico. La fracturación hidráulica, que inyecta agua a alta presión para liberar gas atrapado en formaciones rocosas profundas, fue tratada como amenaza ambiental y como concesión inaceptable al capital extranjero. No hubo evaluación técnica pública ni análisis de costo-beneficio. Simplemente se prohibió.
La presidenta Sheinbaum anunció la creación de un comité científico para evaluar el fracking con estándares ambientales y fijó una meta de 8,310 millones de pies cúbicos diarios de gas para 2035, más del triple de la producción actual. Sin embargo, el gobierno reconoce que Pemex carece de tecnología y experiencia, por lo que será necesaria la participación privada. El problema es que, sin certidumbre jurídica ni contratos de largo plazo, difícilmente llegarán las inversiones millonarias requeridas.
La ventana de julio
La revisión sexenal del T-MEC arranca el 1 de julio de 2026. Los tres socios evaluarán el tratado y decidirán si lo extienden 16 años más. México llega a esa mesa con el capítulo energético bajo fuego: Estados Unidos y Canadá iniciaron consultas de solución de controversias desde julio de 2022, alegando violaciones a compromisos de acceso a mercado, inversión y trato a empresas del Estado.
El reporte 2026 de la Oficina del Representante Comercial de EE.UU. documentó restricciones a permisos de combustibles y más de 2,500 millones de dólares en pagos vencidos de Pemex a empresas estadounidenses.
Sonora tiene proyectos de infraestructura que podrían cambiar la ecuación: Cenagas firmó un memorándum para construir un gasoducto transfronterizo desde Naco hasta Guaymas con gas del Pérmico. El gasoducto Sierra Madre conectaría Chihuahua con Puerto Libertad para alimentar una terminal de GNL.
El Plan Sonora contempla un parque solar de 1,000 megawatts en Puerto Peñasco y energía fotovoltaica que ya representa el 29% de la mezcla energética estatal. Pero cada uno de esos proyectos depende de un marco regulatorio que hoy genera más preguntas que respuestas para los inversionistas.
Lo que mide el reloj
El mundo no espera. Vietnam capturó en 2024 más inversión manufacturera nueva que todo México, con costos laborales comparables y una política energética que prioriza la certidumbre sobre la retórica. India está construyendo corredores industriales con energía subsidiada y contratos garantizados a 25 años. Polonia y Rumania compiten por las cadenas de valor europeas con terminales de GNL financiadas en 18 meses.
México, mientras tanto, debate si el fracking es aceptable, opera refinerías a un tercio de su capacidad diseñada y llega a la revisión del tratado comercial más importante de su historia con disputas energéticas abiertas contra sus propios socios. Producimos el petróleo, tenemos el gas en el subsuelo, compartimos frontera con el mayor mercado del mundo y, aun así, dependemos de que ese mercado nos venda procesada la energía que no supimos transformar.
La pregunta que ningún funcionario ha respondido con datos, y que julio va a poner sobre la mesa quieran o no, es sencilla: ¿cuántas fábricas más tiene que perder el norte de México antes de que la política energética deje de ser un ejercicio de retórica y se convierta en una estrategia real?
