Por Sofía Peña, periodista de negocios LYP
Los primeros días de enero de 2026, el gas natural en el Houston Ship Channel —la referencia que determina lo que paga la industria mexicana— se vendía por debajo de dos dólares por millón de BTU. Las reservas estadounidenses estaban por encima del promedio histórico y el clima se pronosticaba estable.
La calma duró menos de tres semanas.
El fin de semana del 23 al 26 de enero, un vórtice polar debilitado empujó aire ártico sobre Texas. La tormenta se llamó Fern. El 23 de enero, el precio spot del Henry Hub tocó 30.72 dólares por MMBtu, máximo histórico según datos de la Administración de Información Energética estadounidense. El Houston Ship Channel llegó a 14.498 dólares. Esa semana, Estados Unidos extrajo de sus almacenamientos 360 mil millones de pies cúbicos, la mayor retirada semanal registrada en la historia del reporte, 89% por encima del promedio de cinco años.
Del otro lado de la frontera, ningún industrial mexicano pudo hacer nada. Como lo planteó un análisis del sector: los gobiernos pueden subsidiar tarifas residenciales, pero no pueden cambiar el precio que la comercializadora factura ese día.
Esa vulnerabilidad —no la agenda ambiental— es el contexto real en el que esta semana ocurrió un hecho pequeño y potencialmente importante.
La dependencia, en números
Durante 2025, México importó un promedio de 6,638 millones de pies cúbicos diarios de gas natural estadounidense, el nivel más alto desde que hay registro, en 1973, y tercer año consecutivo al alza, con un incremento de 3.4%. Sobre un consumo nacional total estimado por la EIA en unos 8,600 millones de pies cúbicos diarios, esas importaciones cubren alrededor de 77% de la demanda.
El dato que multiplica el riesgo: cerca de 60% de la electricidad mexicana se genera quemando gas natural. Y la producción nacional va en dirección contraria: la de Pemex cayó 6.3% entre enero y mayo de 2025, segundo año consecutivo de descenso. México, además, carece de almacenamiento estratégico propio de gas.
W. Schreiner Parker, director gerente para América Latina de Rystad Energy, lo resumió sin adornos en declaraciones citadas por The New York Times: una interrupción del flujo de gas a México sería más que caótica.
Y la trayectoria apunta a más dependencia, no menos. Wood Mackenzie proyecta que las importaciones lleguen a 7,640 millones de pies cúbicos diarios en 2026 y a 9,000 millones hacia 2029. Frente a 2018, ya crecieron casi 50%.
Lo que ocurrió esta semana
El 3 de septiembre, de manera simultánea en el Mexico Carbon Forum en Aguascalientes y en Renewable Energy Markets en Washington, se anunció que Brimex Energy, con planta en Lagos de Moreno, Jalisco, se convirtió en el primer proyecto mexicano de energía térmica renovable registrado en CleanCounts Registry (M-RETS).
En términos llanos: la planta ya puede documentar el origen, el volumen y el periodo de producción de su biometano, y acreditar sus atributos ambientales ante compradores y auditores de Norteamérica.
Parece un trámite. No lo es, y la razón es física. Cuando el biometano se inyecta a una red de gas natural, sus moléculas se mezclan con las del gas fósil y deja de ser posible identificar cuál llegó a qué consumidor. Sin un registro, un comprador industrial no tiene forma de acreditar ante su auditor que efectivamente adquirió energía renovable. Ben Gerber, presidente y director general de CleanCounts, lo formuló así: los registros son la capa contable de la descarbonización. Cada certificado lleva número de serie e información sobre recurso, ubicación y periodo, y puede seguirse desde su emisión hasta su retiro, evitando que el mismo beneficio ambiental se reclame dos veces.
La revisión independiente de ingeniería de la planta la realizó EcoEngineers, firma de LRQA especializada en auditoría de energía limpia.
Qué hay dentro de esa planta
El caso tiene un anclaje regional que conviene subrayar, porque ocurre en el corazón agroindustrial del Bajío.
La planta de Lagos de Moreno procesa alrededor de 900 toneladas diarias de residuos orgánicos provenientes de las principales actividades productivas de Los Altos de Jalisco: suero y subproductos lácteos, excretas porcinas, lodos de plantas de tratamiento y vinazas de la destilación del tequila. Mediante digestión anaerobia, esa materia se descompone sin oxígeno y genera biogás, que luego se purifica hasta obtener biometano. Brimex posee además los primeros permisos federales del país para producción, almacenamiento y comercialización de este combustible.
Es economía circular en su forma más literal: el pasivo ambiental de la industria lechera, porcícola y tequilera convertido en insumo energético para la industria.
Guillermo Chaim Serrano, director general de Brimex Energy, señaló que cada decatermo producido lleva ahora una prueba reconocible para compradores y auditores de toda Norteamérica.
El tamaño real de la respuesta
Aquí es donde conviene hacer la aritmética con honestidad, porque el entusiasmo del sector tiende a saltársela.
Las estimaciones disponibles ubican el potencial de sustitución del biometano producido a partir de residuos en entre 8% y 10% del consumo nacional de gas natural. El insumo existe: según SEMARNAT, México genera unas 139,000 toneladas diarias de residuos sólidos urbanos, de las cuales entre 40% y 50% son materia orgánica, cerca de 20.5 millones de toneladas al año.
Ocho o diez por ciento es una cifra significativa. También conviene decir lo que no es: no es independencia energética. Si México desarrollara todo su potencial de biometano —lo que tomaría años y miles de millones en inversión— seguiría importando cerca de dos terceras partes del gas que consume.
El biometano no resuelve la dependencia. La reduce en el margen. Y ese margen puede ser decisivo para empresas específicas con procesos térmicos que no pueden electrificar, pero no cambia la ecuación nacional.
Hoy, además, el punto de partida es de un solo proyecto registrado.
El cuello de botella que el anuncio no menciona
Y aquí está lo que ninguna cobertura del anuncio ha desarrollado.
México cuenta con la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos, pero carece de una normatividad técnica específica —una NOM— para inyectar biometano a la red nacional de gas natural. Sin esa norma, cada proyecto negocia sus condiciones caso por caso, y el financiamiento se vuelve más caro e incierto.
Guillermo Gómez Herrera, presidente del CNBiogás, ha señalado que el desafío inmediato es integrar las nuevas moléculas a la infraestructura existente, y ha urgido a crear las condiciones regulatorias que permitan escalar proyectos a nivel comercial. En su formulación: la pregunta ya no es qué reemplazar, sino qué aprender a integrar.
Los operadores lo confirman desde el lado práctico. Rafael Mercado, de Naturgy México, indicó que la compañía evalúa invertir en extensiones cortas de red para facilitar la inyección de biometano en estaciones de medición distrital y de presión intermedia, los puntos donde la mezcla es más flexible. Julio César López, de Igasamex, advirtió que los marcos contractuales vigentes del gas natural tendrían que adaptarse, y que el financiamiento de proyectos seguirá negociándose caso por caso hasta que exista la NOM.
El calendario de esa norma es el que decide todo. Según lo consignado por publicaciones especializadas del sector, el tiempo que tome la NOM determinará si las instalaciones a escala comercial entran en operación en 2027 o se retrasan hasta 2028.
Una precisión sobre las cifras del sector
Conviene aclarar un punto donde las versiones no coinciden, porque marca la diferencia entre un mercado y una intención.
El comunicado del sector señala que México podría cerrar 2026 con 10 proyectos de biometano, y al menos una cobertura lo interpretó como diez proyectos en operación comercial. Sin embargo, la publicación especializada Bioenergy Insight consignó que Gómez indicó que al menos diez proyectos podrían presentarse para obtener permisosdurante 2026.
Presentar solicitudes de permiso y operar comercialmente no son lo mismo, y la distancia entre ambas cosas —como muestra el propio calendario de la NOM— puede ser de años. Conviene tratar la cifra con esa reserva.
El contexto global
El movimiento mexicano ocurre mientras el biometano crece con rapidez en el mundo. La Agencia Internacional de Energía proyecta que la producción global pase de unos 10 mil millones de metros cúbicos en 2024 a cerca de 21 mil millones en 2030: más del doble en seis años.
En el frente doméstico, el Segundo Informe de Gobierno 2025-2026 reporta seis permisos relacionados con este combustible: dos para instalaciones de producción a partir de excretas agropecuarias, tres para comercialización en estado gaseoso y uno para distribución por medios distintos a ductos.
Por qué importa para las empresas
Para la industria con procesos térmicos, este es el punto práctico: hay operaciones —secado, hornos, calderas, tratamiento térmico— que no pueden electrificarse sin rediseñar la planta. Para esas empresas, la decisión energética no depende solo del precio del combustible, sino de cuánto costaría transformar el proceso. El biometano permite avanzar en metas de descarbonización usando los equipos que ya existen. Ese es su argumento comercial más sólido, y es real.
Para el sector agroindustrial del Bajío —lechero, porcícola, tequilero, de alimentos y bebidas— el caso de Lagos de Moreno plantea una pregunta directa: los residuos que hoy representan un costo de disposición pueden ser un insumo con valor. La viabilidad depende de la escala y de la distancia al consumidor industrial, pero el modelo ya tiene un precedente operando en la región.
Para cualquier empresa exportadora, la trazabilidad ambiental dejó de ser un asunto reputacional. Los compradores y auditores norteamericanos piden documentación verificable, y un registro reconocido es lo que convierte una afirmación de sostenibilidad en un activo acreditable.
Y para todos, el punto de fondo: la exposición al precio del gas importado es una variable de costo que no se administra desde México. Fern lo demostró en tres semanas. Cualquier estrategia energética corporativa que no contemple un escenario de choque de precios está incompleta, y las alternativas nacionales —biometano incluido— todavía son pequeñas frente al tamaño de esa exposición.
La pregunta para el consejo directivo
Si el gas volviera a pasar de dos a catorce dólares en tres semanas, ¿cuánto le costaría a su empresa ese trimestre, y qué parte de esa exposición podría cubrir hoy con generación o suministro de origen nacional?
México acaba de registrar su primera molécula de energía térmica renovable con trazabilidad verificable ante compradores de Norteamérica. Es un hecho pequeño: una planta, en un municipio de Jalisco, procesando suero, excretas y vinazas de tequila. Pero es el tipo de hecho pequeño que define si un mercado existe o solo se anuncia.
Lo que falta no es tecnología ni residuos: México tiene ambos en abundancia. Falta la norma que permita meter esas moléculas a la red, y el calendario de esa norma decidirá si los proyectos comerciales llegan en 2027 o en 2029. Mientras tanto, el precio del gas que quema la industria mexicana lo seguirá fijando el clima de Texas.
