México tiene tres días de gas: la dependencia que el nearshoring no está mirando

En el número anterior estuvimos en Guatemala, donde una ley podría volver obligatoria la continuidad del negocio. Este número viaja a México, el segundo país de VER A TIEMPO, y a una señal que se mide en días.

Entre el 24 de septiembre y el 4 de octubre de 2026, un mantenimiento programado en el punto de Inyección Ramones, en Texas, recortó cerca de una quinta parte del gas que entra a los ductos que opera Cenagas, el operador del sistema nacional de gasoductos de México. Encima, una falla no programada en una estación de compresión de la red de El Paso Natural Gas redujo aún más las importaciones. En total, entre 950 y 1.350 millones de pies cúbicos diarios menos, según Expansión.

La Secretaría de Energía convocó a Cenagas, CFE, Pemex y Cenace y activó una alerta crítica preventiva. El flujo se administró, la alerta se levantó y no hubo apagones. Tres días después, el director de Cenagas lo resumió en la conferencia presidencial: si hubiera un corte del gas de importación, el país podría resistir hasta tres días. El sistema nacional de gasoductos no tiene almacenamiento operativo ni estratégico.

La señal: por qué ahora

México importa de Estados Unidos alrededor del 70 % del gas natural que consume. La meta de contar con cinco días de inventario para 2026, planteada en 2018, no se cumplió. Cenagas evalúa llevar el almacenamiento a diez días con yacimientos agotados y domos salinos, pero ese plan todavía no se ha anunciado formalmente.

Al mismo tiempo, se juntan tres calendarios. El invierno de Texas, que en febrero de 2021 dejó sin gas a buena parte del norte de México y provocó apagones masivos. La revisión anual del T-MEC, cuya consulta pública en Estados Unidos cierra el 12 de enero de 2027. Y una red eléctrica que ya no alcanza a conectar a tiempo a la nueva industria: en Querétaro hay centros de datos terminados que han esperado hasta dos años para conectarse.

1. Lo que no pasó también es una señal

Cuando una alerta termina sin apagones, la tentación es archivarla como un caso bien manejado. Pero la señal no está en el desenlace, sino en lo que el episodio dejó al descubierto: una sola restricción en un punto de entrada bastó para quitar una quinta parte del gas importado, y el margen del sistema se mide en días. La próxima vez puede coincidir con una ola de frío, un pico de demanda o una segunda falla.

La señal: ¿su organización registró este episodio en su análisis de riesgos, o lo dio por cerrado porque no la afectó?

2. Tres días es menos que un puente largo

Muchos análisis de impacto al negocio (BIA) dan por sentado que la energía estará disponible, o consideran interrupciones de horas, no de días. Pero tres días es el plazo que el propio operador del sistema reconoce. Para una planta que funde, moldea, refrigera o procesa con gas, la pregunta no es si puede esperar tres días, sino qué pierde en cada hora sin suministro: producto en proceso, equipos que no toleran un apagado brusco, pedidos con penalidad.

La señal: ¿su BIA tiene un escenario de interrupción de gas o electricidad mayor a 72 horas, con tiempos de recuperación por planta?

3. Una quinta parte por un solo punto

México tiene más de veinte puntos de importación de gas, y el resto funcionó con normalidad. Aun así, la restricción en uno solo, sumada a una falla del lado estadounidense, comprometió una quinta parte del suministro importado. Es el mismo patrón que vimos con la nube en el N.º 26: la dependencia crítica no siempre es visible desde la operación propia, pero está ahí, en un ducto, una estación de compresión o un contrato.

La señal: ¿sabe por qué gasoducto y por qué punto de entrada llega el gas que consume su planta?

4. El invierno de Texas está en el calendario

En febrero de 2021, una tormenta invernal congeló pozos y equipos en Texas, las exportaciones de gas a México cayeron de golpe y millones de usuarios del norte del país se quedaron sin electricidad. No es un escenario hipotético: es un antecedente con fecha. La temporada de frío de diciembre a febrero es la ventana en la que un episodio como el de septiembre puede repetirse con consecuencias mayores.

La señal: ¿su plan de continuidad tiene acciones definidas para la temporada invernal, antes de que llegue?

5. La energía también está sobre la mesa

La revisión del T-MEC pasa a ser anual, con reglas de origen y temas laborales para 2027 y aranceles todavía en discusión. Una dependencia del 70 % en el gas de un solo socio comercial es parte del contexto de cualquier negociación. No hace falta suponer una decisión hostil: basta con que la energía forme parte de la conversación para que la planeación de largo plazo se vuelva más incierta.

La señal: ¿su comité de riesgos analiza la dependencia energética junto con la revisión del T-MEC, o como temas separados?

6. La red que no llega

Del plan energético federal de 1,16 billones de pesos, 161.000 millones se destinan a transmisión y 72.000 millones a distribución. Mientras tanto, CFE niega una crisis de apagones en Nuevo León y promete inversiones hacia 2030. Para el nearshoring, el cuello de botella ya no es solo cuánta energía se genera, sino si la red puede llevarla a tiempo hasta la planta nueva.

La señal: ¿su próximo proyecto de expansión tiene confirmada la capacidad de conexión eléctrica y de gas, o la da por hecho?

Lo que tienen en común

• El margen se mide en días. Y la mayoría de los planes de continuidad no están pensados para esa escala.
• La dependencia está fuera de la planta. En un ducto, un punto de entrada, una red de transmisión o un socio comercial.
• Las fechas ya se conocen. El invierno de Texas y la revisión del T-MEC están en el calendario de los próximos meses.

Qué haría yo

1. Mapee su dependencia energética por planta. Gas, electricidad y combustibles alternos, con su origen y su punto de entrada.
   Primer paso: pida a operaciones una tabla de una página con el consumo de gas y electricidad de cada planta y lo que pasa en las primeras 24, 72 y 96 horas sin suministro.
2. Ensaye cuatro días sin gas. El escenario ya tiene fundamento técnico y antecedente.
   Primer paso: programe antes de diciembre un ejercicio de mesa con un corte de gas importado de 96 horas en plena ola de frío.
3. Revise contratos y respaldo. Cláusulas de interrupción, combustibles alternos, generación propia y prioridades de suministro.
   Primer paso: verifique con su proveedor de gas y con su área legal qué dice su contrato sobre interrupciones de origen externo y quién absorbe el costo.
4. Lleve el escenario a su programa de seguros. Como vimos en el N.º 27, el seguro llega después de la gestión.
   Primer paso: pregunte a su corredor si su póliza de lucro cesante (pérdida de beneficios) cubre la interrupción por falla en el suministro de servicios públicos y con qué condiciones.

Las señales que conviene vigilar

• Los pronósticos de frío extremo en Texas y los avisos operativos de Cenagas durante el invierno.
• El anuncio formal, o la ausencia, del plan de almacenamiento estratégico de gas.
• La agenda energética dentro de la revisión anual del T-MEC.
• Los retrasos en conexión eléctrica de nuevos proyectos industriales en el Norte y el Bajío.

La pregunta para su comité

Si mañana se corta el gas importado durante cuatro días, ¿qué parte de nuestra operación sigue en pie el quinto día?

Si nadie en la mesa lo sabe, esa es la señal temprana.

Radar México: la vista gratuita

El gas es la señal más potente de la primera bitácora de México, pero no la única. En las últimas dos semanas detectamos 19 señales verificadas sobre los 18 riesgos emergentes. Este es el radar del país, el mismo de la portada:

• Crítica (7): Clima y agua, Geoeconomía, Crimen, Salud, Ciber, Macro y Energía.
• En vigilancia (3): Minerales, Migración y Desinformación.
• Incipiente (6): Escasez, Polarización, Desigualdad, Informalidad, Talento e Inteligencia artificial, que aparecen como contagio de otras señales.
• Sin señal (2): Amazonía y bosques y Contaminación.

Detrás de cada nivel hay señales con fecha y fuente. Tres ejemplos de lo que el radar resume:

• Crimen: el Tesoro de Estados Unidos sancionó a 25 empresas vinculadas a una facción del Cártel de Sinaloa, entre ellas casas de cambio, gasolineras, una empresa de videovigilancia y restaurantes: el riesgo criminal llega a la lista de proveedores.
• Ciber: más de 15 millones de registros atribuidos a una aerolínea y 12,9 millones de registros de bases de call centers aparecieron a la venta en Telegram, sin ley de ciberseguridad ni obligación general de reportar incidentes.
• Geoeconomía: el T-MEC pasa a revisión anual y las reglas de origen se discutirán en 2027.

El informe completo de RADAR LATAM México incluye las 19 señales con su fuente, por qué cada una es una señal débil y hacia dónde puede escalar, la lectura por sector (no es lo mismo una planta del Bajío que una cadena comercial o un banco) y por territorio (Norte, Bajío, Centro y Pacífico) y, desde el próximo mes, la tendencia de cada riesgo. El radar mide el movimiento de las señales, no el nivel absoluto del riesgo.

¿Qué mide cada riesgo? Los 18 se explican, en una línea cada uno, en la edición especial con la que Señales Tempranas anunció VER A TIEMPO.

Fuentes: Expansión, Estados Unidos redujo envíos de gas natural a México (7 de octubre de 2026) · Publimetro, México tendría hasta tres días ante un corte de gas de Estados Unidos: Cenagas (7 de octubre de 2026) · USTR, consulta pública para la revisión conjunta del T-MEC de 2027 (2 de octubre de 2026) · Al Diálogo, Querétaro en el plan energético federal (7 de octubre de 2026) · Xataka México, centros de datos en Querétaro esperan conexión a la red eléctrica (9 de septiembre de 2026) · Vanguardia, CFE rechaza crisis de apagones en Nuevo León (4 de octubre de 2026) · Grupo Animal, empresas sancionadas por la OFAC en Baja California (7 de octubre de 2026) · Expansión, quién responde por tus datos personales (13 de octubre de 2026) · RiskFrame Consulting, Bitácora de Señales Tempranas, México (13 de octubre de 2026), con las 19 fuentes del radar.

La señal detrás de la señal. Los sistemas más eficientes suelen ser los más frágiles: operan sin inventario, sin redundancia y sin margen, y funcionan perfectamente hasta el día en que no. El gas de México es un ejemplo, pero el patrón está en cualquier cadena de la región. Anticiparse no es acumular reservas por todas partes; es saber dónde está el margen de tres días y decidir antes del invierno qué se hace con él.

Ver antes. Decidir a tiempo.

VER A TIEMPO. Este es el segundo país de la nueva etapa de Señales Tempranas, la fase Detectar de VER A TIEMPO, el sistema de anticipación de RiskFrame Consulting para organizaciones de Latam y España. Después de Guatemala y México sigue Colombia y, en las próximas semanas, Perú, Ecuador, Panamá, Costa Rica, Chile, Argentina y Brasil: 10 países en 90 días. Aquí detectamos la señal; el paso siguiente es monitorearla.

RADAR LATAM México es esa segunda fase: cada mes, el radar completo de los 18 riesgos emergentes del país, todas las señales que sustentan cada nivel con su fuente, y la lectura de qué significan para su sector y su territorio. Para que su comité sepa qué cambió, dónde y qué hacer antes de que la señal se convierta en siniestro. Se contrata por país, con planes desde USD 30 al mes y licencias corporativas por organización. Escriba a jorge.gomez@riskframe.co y le enviaremos una propuesta.

¿Cuántos días resiste su operación sin gas o sin electricidad? Cuénteme en los comentarios cómo lo están abordando.

Jorge Mario Gómez J.
Director de RiskFrame Consulting
riskframe.co