2 meses atrás
Energía
El 'retroceso parcial' de Mexico Pacific ante la presión del Departamento de Energía de EE.UU. (DOE) abre una nueva fase de incertidumbre para el proyecto Saguaro Energía en Sonora. Transparencia accionaria, calendario de exportaciones, contratos con CFE y seguridad energética en la costa Pacífico quedan en revisión, mientras México sigue dependiendo del gas de Texas y aspira a ser hub exportador de GNL.
Mexico Pacific y su megaproyecto de GNL Saguaro Energía, en Puerto Libertad, Sonora, han dado un “retroceso parcial” bajo presión del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE). El matiz es clave: no se trata de cancelar el proyecto, sino de ajustar la estrategia en un expediente que combina autorizaciones de exportación, transparencia accionaria y tiempos de puesta en operación que ya se habían estirado hasta 2032.
El mensaje que lee el mercado es otro: el DOE está dispuesto a usar el caso Mexico Pacific como ensayo de hasta dónde exigirá gobernanza, trazabilidad de capital y disciplina de calendario a los proyectos de GNL orientados a Asia. Y México, que importa más de 70% de su gas desde Estados Unidos y aspira a convertirse en “hub exportador” desde el Pacífico, queda justo en la línea de fuego.
Saguaro Energía, el proyecto insignia de Mexico Pacific, busca licuar hasta 15 mtpa de gas natural en Sonora para exportarlo principalmente a Asia, aprovechando gas barato de la Cuenca Pérmica y una ruta marítima más corta que evita el Canal de Panamá.
El problema es que los permisos originales de exportación del DOE fijaban diciembre de 2025 como fecha límite para que comenzaran las exportaciones. Ante retrasos en ingeniería, costos, contratos y financiamiento, la empresa pidió en 2025 una prórroga de siete años, hasta diciembre de 2032. El DOE abrió un “Extension Application” (docket 18-70-LNG) y puso el expediente a consulta pública.
El punto de quiebre llegó con la carta del 29 de octubre de 2025: el DOE condicionó el análisis de la prórroga y del reciente cambio de propiedad a que Mexico Pacific revelara la identidad de tres inversionistas que en 2025 adquirieron, cada uno, 10% de la matriz del desarrollador. Mientras esos nombres no se hagan públicos o no se retire la solicitud de confidencialidad, el expediente de la prórroga queda en pausa.
En su respuesta del 5 de noviembre, la empresa entregó versiones selladas con los nombres y argumentó motivos de privacidad para no exhibirlos. El DOE, según los documentos en el docket, mantiene su postura: sin claridad sobre quién controla el proyecto, no puede determinar si la extensión es “consistente con el interés público” bajo la Ley de Gas Natural.
Los reportes de prensa especializada describen que Mexico Pacific ha “retrocedido parcialmente” frente a la presión del DOE. En términos prácticos, eso suele implicar ajustes acotados, no un giro total:
Cambios en la estrategia de confidencialidad: abrir la puerta a revelar más información sobre los accionistas minoritarios o matizar la solicitud de trato confidencial.
Reencuadre de la prórroga: reafirmar la intención de exportar hasta 2032, pero aceptando tiempos, rondas de comentarios y posibles condiciones adicionales del DOE.
Reordenamiento interno: priorizar el cumplimiento regulatorio en Estados Unidos (DOE) por encima del relato político de “mexicanización” del proyecto (tras el traslado de la sede a Ciudad de México y nombramientos locales).
No hay señales públicas de que la empresa haya renunciado a la prórroga ni al proyecto. De ahí la idea de “retroceso parcial”: un movimiento táctico para no romper con el regulador estadounidense, pero que revela la asimetría de poder en un esquema donde el gas es estadounidense, el permiso crítico es del DOE y la planta física está en México.
En 2024, alrededor de 72% del gas que consumió México provino de Estados Unidos, fundamentalmente de Texas, con flujos récord por gasoducto en 2024-2025. Gran parte de ese gas alimenta centrales de ciclo combinado de CFE y a la industria intensiva en energía.
En paralelo, el país impulsa proyectos como Saguaro Energía en Sonora y la reconversión de Costa Azul en Baja California, para exportar GNL al Pacífico. Es decir:
México importa gas por ducto,
lo comprime en su sistema,
y lo reexporta como GNL hacia Asia.
Ese modelo lo posiciona como hub articulador entre shale gas de Texas y demanda asiática, pero también lo hace extremadamente vulnerable a cualquier giro regulatorio, comercial o geopolítico en Washington.
Aunque la “pausa” general a nuevas autorizaciones de GNL que decretó la administración Biden en 2024 ya fue revertida y el DOE ha reanudado aprobaciones y extensiones, el caso Mexico Pacific evidencia una segunda capa de escrutinio: gobernanza, transparencia de capital y evaluación más fina del “interés público” en cada proyecto.
En el mercado persisten varios miedos:
Que el DOE use el precedente Saguaro para endurecer condiciones a proyectos marginales o de mayor riesgo financiero.
Que nuevos litigios climáticos o sociales terminen judicializando permisos de GNL, encareciendo el costo de capital.
Que una combinación de volatilidad de precios, tensiones comerciales y cambios políticos en EE.UU. y México limite la ventana 2026–2030 para nuevos trenes de licuefacción en la costa Pacífico.
Saguaro Energía se convierte, así, en un termómetro de hasta dónde llegará la “era de expansión sin freno” del GNL norteamericano y qué proyectos tendrán prioridad.
La CFE es uno de los socios estratégicos de Mexico Pacific: tiene un contrato de suministro de gas desde el hub de Waha (Texas) y participa en el esquema que alimentaría por ducto dedicado de 48 pulgadas al proyecto Saguaro Energía a través del gasoducto Sierra Madre, atravesando Chihuahua y Sonora.
El “retroceso parcial” tiene tres efectos para la empresa estatal:
Riesgo de sincronización: si la prórroga del DOE se complica o se condiciona más, la CFE queda con exposiciones de transporte y suministro que podrían no enlazar de manera óptima con el calendario efectivo de exportación.
Tensión contractual futura: cualquier ajuste en el diseño o el tamaño del proyecto impactará el perfil de flujos y rentas que CFE esperaba capturar como socio estratégico.
Más presión sobre la seguridad de suministro doméstico: en un país donde el gas importado ya domina la matriz eléctrica, cualquier desviación física o contractual hacia exportación premium en Asia reabre el debate sobre cuánta molécula debe quedarse para garantizar estabilidad de precios y confiabilidad en México.
Para siderúrgicas, cementeras, vidrio, químicos y grandes consumidores, el caso Mexico Pacific envía una señal ambigua:
Por un lado, el hecho de que el DOE esté dispuesto a frenar o condicionar un proyecto de GNL se interpreta como un freno a la presión alcista sobre precios de gas en Norteamérica.
Pero, por otro, un México que busca exportar más GNL desde la costa Pacífico puede terminar amarrando aún más su destino industrial a la estabilidad del gas texano, a los tratados comerciales y a decisiones regulatorias tomadas fuera del país.
El resultado es que los industriales ven en Saguaro un doble filo: oportunidad de diversificar cadenas de valor en Sonora y el noroeste, pero también un recordatorio de que cualquier shock regulatorio en Washington puede filtrarse a las tarifas eléctricas y al costo del gas en Monterrey, Querétaro o el Bajío.
La costa Pacífico de México –especialmente el noroeste– combina tres realidades:
Poca producción local de gas.
Una infraestructura que aún depende de gasoductos que bajan desde la frontera.
Proyectos de GNL orientados a exportación, como Costa Azul y Saguaro.
En ese contexto:
Un Saguaro retrasado pero vigente podría seguir anclando inversiones portuarias, gasoductos y empleo, pero deja en suspenso su contribución concreta a la seguridad energética regional.
Un Saguaro más acotado o condicionado obliga a redefinir qué papel jugará en el balance regional: ¿priorizará exportaciones de largo plazo a Asia o será también un estabilizador de oferta para el sistema mexicano en eventos críticos?
La respuesta, por ahora, no está en el discurso político, sino en las cláusulas de los permisos del DOE y los contratos comerciales que aún están por cerrarse.
El caso Mexico Pacific muestra un cambio importante:
ya no basta con alinear voluntades políticas entre gobiernos; ahora la relación energética bilateral pasa también por:
organismos reguladores que exigen transparencia de capital,
estudios de impacto y litigios climáticos en EE.UU.,
y una opinión pública binacional cada vez más sensible a proyectos de combustibles fósiles en zonas ambientalmente frágiles como el Golfo de California.
Para México, eso significa que el “sueño” de ser hub de GNL en el Pacífico está atado a un tablero regulatorio que no controla, pero del que depende tanto como en 2021 dependió de las temperaturas de Texas para evitar apagones.
En el escenario más favorable para Mexico Pacific:
El DOE concede la prórroga hasta 2032,
se transparenta (al menos parcialmente) la identidad de los inversionistas minoritarios,
y la empresa logra un FID diferido pero sólido entre 2026 y 2027.
Sonora se consolidaría como plataforma exportadora hacia Asia a inicios de la próxima década, en competencia –y complementariedad– con otros proyectos del Golfo de México y la costa oeste norteamericana.
Para México, el riesgo es que parte del gas barato de Texas pase a valorarse a precio Asia, presionando la lógica de precios internos si no se refuerza la planeación vinculante de gasoductos y almacenamiento.
Un “retroceso parcial” también puede derivar en:
Redimensionar el proyecto (menos trenes, fases más pequeñas).
Cambiar la mezcla de offtakers o vender una porción mayor del equity a utilities internacionales más sólidas.
Ajustar la estructura de contratos de transporte con CFE.
Ese escenario mantendría vivo el nodo de Puerto Libertad, pero con un peso menor en el mapa global de GNL. México seguiría siendo importador neto de gas y exportador marginal de GNL, con impacto más acotado en precios, pero también con menor relevancia estratégica frente a compradores asiáticos.
El peor escenario para Mexico Pacific –aunque no imposible– sería una combinación de:
prórroga negada o recortada por el DOE,
incapacidad para cerrar FID por costo de capital,
y competencia de otros proyectos en EE.UU., Qatar o África que tomen la delantera.
En ese caso, Sonora correría el riesgo de cargar con una huella de expectativas no cumplidas: gasoductos parcialmente utilizados, puertos infrautilizados y comunidades que recibieron promesas de encadenamientos industriales que nunca se materializaron. Para el sistema energético mexicano, el mensaje sería claro: sin política de gas y almacenamiento robusta, la estrategia de hub exportador puede quedarse en narrativa.
En términos de estrategia, el “retroceso parcial” de Mexico Pacific no es una anécdota aislada: es una advertencia.
Para inversores financieros y fondos de infraestructura, el caso Saguaro confirma que el riesgo regulatorio ya no se limita a permisos ambientales o locales en México; ahora incluye capas complejas en el DOE estadounidense, escrutinio sobre estructuras de propiedad y sensibilidad climática. Proyectos “limítrofes” en tiempos o gobernanza pueden enfrentar retrasos costosos incluso en un entorno políticamente favorable al gas.
Para OEMs –fabricantes de turbomaquinaria, equipos criogénicos, ingenierías EPC–, la lección es de secuenciación: no basta con tener contratos marco; necesitan visibilidad real sobre FIDs, ventanas de construcción y salud financiera de los desarrolladores. Saguaro Energía se vuelve un caso de estudio sobre cómo las revisiones regulatorias pueden empujar hacia rediseños técnicos, ajustes en costo y renegociación de paquetes de ingeniería.
Para los estados mexicanos –en particular Sonora y Chihuahua–, el expediente manda un mensaje doble. Por un lado, el proyecto aún existe y mantiene viva la promesa de empleo, infraestructura y encadenamientos industriales. Por el otro, revela la necesidad de no apostar todo a un único megaproyecto: diversificar portafolios de inversión, desarrollar cadenas de valor locales y exigir, desde ya, claridad sobre plazos, mitigación ambiental y planes de contingencia si el FID se sigue moviendo hacia adelante.
En la práctica, el “retroceso parcial” de Mexico Pacific es un recordatorio incómodo: México no puede diseñar su futuro gasífero ni su lugar en el mapa global del GNL sin asumir que la llave regulatoria crítica sigue estando del otro lado de la frontera.
La ventana 2026–2030 será, sobre todo, una prueba de quién sabe leer mejor esa realidad y traducirla en contratos, infraestructura y decisiones de inversión que no dependan de una sola carta ni de un solo proyecto.
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