México recibe de Estados Unidos volúmenes récord de gas natural mientras mantiene sin desarrollar recursos no convencionales capaces de modificar su dependencia energética. El verdadero costo de no hacer fracking no se limita al dinero pagado por las importaciones: incluye vulnerabilidad eléctrica, infraestructura desaprovechada, inversiones pospuestas, exposición geopolítica y riesgos ambientales que el país todavía no ha resuelto.
Durante años, México ha podido aplazar la discusión sobre sus recursos de gas no convencional porque al otro lado de la frontera encontró una solución extraordinariamente barata. El auge del shale estadounidense produjo volúmenes que sobrepasaron la capacidad de absorción de numerosos mercados regionales, deprimió los precios en centros como Waha, multiplicó la infraestructura transfronteriza y convirtió al gas de Texas en el combustible más accesible para las centrales eléctricas y los corredores industriales mexicanos.
El arreglo parecía económicamente impecable. En lugar de asumir los riesgos geológicos, financieros, ambientales y sociales asociados con la explotación de lutitas, México podía comprar un gas abundante, cercano y competitivo. La Comisión Federal de Electricidad podía ampliar su parque de ciclos combinados, la industria del norte obtenía energía a precios atractivos y el Estado evitaba abrir un conflicto político alrededor de la fractura hidráulica. Sin embargo, detrás de esa racionalidad de corto plazo comenzó a construirse una dependencia que hoy alcanza dimensiones estructurales.
En 2024, las exportaciones estadounidenses de gas natural por ducto hacia México promediaron aproximadamente 6,400 millones de pies cúbicos diarios. Durante 2025, el volumen anual superó los 2.42 billones de pies cúbicos, equivalentes a un promedio cercano a 6,640 millones de pies cúbicos diarios. En mayo de ese año, el flujo mensual llegó a un récord de alrededor de 7,500 millones de pies cúbicos diarios. Las cifras muestran algo más profundo que un intercambio comercial exitoso: el funcionamiento cotidiano de la economía mexicana quedó vinculado a una corriente energética cuyo origen, regulación y disponibilidad se encuentran principalmente bajo jurisdicción estadounidense.
Ese es el punto desde el cual debe analizarse el fracking en México. La comparación no consiste simplemente en elegir entre comprar gas barato o producir gas nacional más caro. El dilema real enfrenta dos configuraciones de riesgo. La primera consiste en continuar aprovechando la ventaja del gas estadounidense, pero aceptando una elevada concentración de proveedor, una capacidad limitada de almacenamiento y una exposición permanente a interrupciones externas. La segunda implica desarrollar recursos propios mediante una tecnología controvertida, intensiva en capital y agua, cuyos costos ambientales y sociales pueden ser severos si la regulación, la supervisión y la gobernanza territorial resultan insuficientes.
No hacer fracking también es una decisión energética. Como cualquier decisión, distribuye costos, beneficios y riesgos entre diferentes actores. La diferencia es que sus costos rara vez aparecen reunidos en una sola cuenta pública.
La revolución shale transformó primero a Estados Unidos y después al sistema energético mexicano. La combinación de perforación horizontal, fractura hidráulica, capital privado, infraestructura de servicios y una extensa red de ductos incrementó radicalmente la producción estadounidense. Para México, el resultado fue una fuente abundante de gas ubicada a pocos cientos de kilómetros de sus principales centros industriales.
El gasoducto Sur de Texas-Tuxpan sintetiza ese cambio. Con aproximadamente 770 kilómetros de longitud y una capacidad de transporte de 2,600 millones de pies cúbicos diarios, la infraestructura permitió trasladar gas desde el sur de Texas hacia el Golfo de México y alimentar el centro, oriente y sureste del país. Otros sistemas transfronterizos y troncales consolidaron una red diseñada para recibir gas estadounidense y llevarlo a centrales eléctricas, industrias y nodos de consumo.
Esta infraestructura no debe interpretarse como un error. México necesitaba gas y Estados Unidos podía suministrarlo con ventajas difíciles de replicar. El problema surgió cuando la importación competitiva dejó de ser un componente del portafolio y se convirtió en el soporte dominante del sistema. En lugar de utilizar los años de precios bajos para construir almacenamiento, diversificar fuentes, recuperar producción nacional y establecer protocolos sólidos de emergencia, el país profundizó su exposición a una sola región productora.
La vulnerabilidad quedó demostrada en febrero de 2021. La tormenta invernal Uri congeló pozos, interrumpió instalaciones de procesamiento y disparó los precios spot en Texas. Las afectaciones cruzaron la frontera porque numerosas centrales mexicanas dependían del flujo inmediato de gas y el país carecía de inventarios suficientes para sustituirlo durante una interrupción prolongada. México tuvo que recurrir a combustibles alternativos más caros y contaminantes, reducir consumos industriales y administrar una emergencia eléctrica que no se originó dentro de su territorio.
La lección no fue que importar gas sea, por definición, una mala política. La lección fue que importar sin almacenamiento suficiente, producción de respaldo ni una diversificación operativa adecuada convierte una ventaja económica en una vulnerabilidad estratégica.
El precio registrado por Estados Unidos para sus exportaciones de gas por ducto hacia México promedió aproximadamente 1.81 dólares por millar de pies cúbicos en 2024 y alrededor de 2.75 dólares en 2025. Al multiplicar esos precios por los volúmenes anuales reportados, el valor indicativo de la molécula importada asciende a aproximadamente 4,200 millones de dólares en 2024 y 6,700 millones de dólares en 2025.
Estas cantidades no representan el costo integral pagado por todos los consumidores mexicanos, porque no incorporan de manera uniforme transporte interno, capacidad reservada, compresión, coberturas, comercialización, impuestos ni diferencias contractuales. Sí permiten dimensionar el tamaño económico del flujo energético que México compra anualmente a Estados Unidos.
| Indicador | 2024 | 2025 |
|---|---|---|
| Gas estadounidense enviado a México por ducto | 2.34 billones de pies cúbicos | 2.42 billones de pies cúbicos |
| Promedio diario aproximado | 6,400 MMpcd | 6,640 MMpcd |
| Precio promedio registrado | 1.81 USD por millar de pies cúbicos | 2.75 USD por millar de pies cúbicos |
| Valor indicativo anual de la molécula | 4,200 millones USD | 6,700 millones USD |
| Condición estructural | Importaciones récord | Nuevo máximo anual |
La importación no equivale automáticamente a una pérdida. México recibe a cambio un combustible que genera electricidad, sostiene manufactura y permite sustituir combustóleo o carbón en determinados procesos. El costo oculto aparece cuando la comparación se limita al precio spot y excluye el valor de la seguridad de suministro, el empleo petrolero nacional, la recaudación, el desarrollo de proveedores, la infraestructura productiva y la capacidad de responder ante una emergencia.
También existe un costo de oportunidad. Parte de los dólares enviados a productores, transportistas y comercializadores estadounidenses podría circular dentro de una cadena mexicana de exploración, perforación, servicios especializados, tratamiento, transporte y mantenimiento. Pero asumir que todo ese valor podría recuperarse mediante fracking sería igualmente engañoso. La producción shale mexicana tendría costos superiores, necesitaría años de evaluación y dependería de que los pozos alcanzaran productividad suficiente para competir con el gas texano.
La discusión seria comienza precisamente allí: no todo gas nacional sería más barato que el importado, pero tampoco todo gas importado es más seguro que el nacional.
La contradicción se vuelve más evidente cuando se observan los proyectos de gas que Pemex ha intentado desarrollar. México no abandonó por completo el objetivo de elevar su producción. Ha invertido en campos terrestres convencionales, aguas someras, aguas profundas e infraestructura de procesamiento. El problema es que varios proyectos han sufrido retrasos, rediseños, sobrecostos o problemas de ejecución, mientras las importaciones continúan creciendo.
El caso de Lakach, frente a las costas de Veracruz, resulta particularmente revelador. El campo fue concebido como el primer gran desarrollo mexicano de gas en aguas profundas. Después de años de trabajos, suspensiones y replanteamientos, Pemex había destinado alrededor de 1,400 millones de dólares sin iniciar una producción comercial sostenida. En 2024, el regulador autorizó una actualización que elevó el gasto total previsto para el periodo 2024-2041 a aproximadamente 2,218 millones de dólares, incluyendo inversión y costos operativos. Además, Pemex celebró un acuerdo de servicios por cerca de 1,200 millones de dólares con Grupo Carso para intentar reactivar el proyecto.
Lakach contiene un volumen estimado cercano a 900 mil millones de pies cúbicos de gas, pero su ubicación a unos 90 kilómetros de la costa, la profundidad del agua, la baja presión observada en el yacimiento y la infraestructura submarina requerida encarecen su desarrollo. En mayo de 2026, Carlos Slim calificó públicamente el proyecto como irracional y señaló que sería más lógico buscar gas en tierra firme. Sus declaraciones no constituyen por sí mismas una evaluación técnica definitiva, pero colocaron una pregunta incómoda en el centro del debate: ¿por qué México está dispuesto a comprometer miles de millones de dólares en un desarrollo complejo de aguas profundas mientras mantiene políticamente restringido el análisis de recursos terrestres potencialmente más accesibles?
La comparación no significa que un pozo shale sea automáticamente rentable ni que pueda sustituir a Lakach. Son geologías, perfiles productivos y modelos económicos diferentes. Sin embargo, exhibe la falta de una evaluación nacional transparente que compare proyectos de gas bajo criterios homogéneos de costo, plazo, riesgo geológico, intensidad de carbono, uso de agua, infraestructura requerida y seguridad de suministro.
México no ha dejado de gastar para producir gas. Ha gastado en opciones que parecían políticamente menos conflictivas, incluso cuando algunas resultaron técnica y financieramente complejas.
La cuenca de Burgos es otro ejemplo de la distancia entre el potencial y la ejecución. Localizada en Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila, fue durante años el principal centro mexicano de producción de gas no asociado. Pemex incrementó su actividad e inversión durante la primera década del siglo y la producción alcanzó su máximo aproximadamente entre 2009 y 2010. Después comenzó una declinación que no fue compensada por una nueva generación de desarrollos.
Burgos posee recursos convencionales y no convencionales, además de continuidad geológica con formaciones productivas del sur de Texas. En 2017, el gobierno mexicano preparó la apertura de áreas terrestres de la cuenca a inversión privada. La expectativa era atraer operadores con capital, experiencia en perforación horizontal y capacidad de ejecutar campañas de numerosos pozos. No obstante, la llegada del nuevo gobierno en 2018 detuvo las rondas petroleras y eliminó la posibilidad inmediata de licitar áreas no convencionales.
Es imposible afirmar con rigor que todo el capital anunciado habría llegado o que todos los proyectos habrían sido rentables. Las condiciones mexicanas incluían obstáculos relevantes: inseguridad, disponibilidad de agua, oposición comunitaria, infraestructura incompleta, incertidumbre fiscal y menor conocimiento geológico que en Texas. La oportunidad perdida no debe medirse como una inversión garantizada que desapareció, sino como una cartera de evaluación que nunca pudo competir por capital en condiciones de mercado.
Actualmente sigue existiendo actividad convencional y contractual en la región. El proyecto Misión, Burgos, planteado como una migración de Pemex con socio, contempla un activo gasífero de alrededor de 1,693 kilómetros cuadrados y una inversión estimada cercana a 592 millones de dólares, equivalentes a más de 11,400 millones de pesos con el tipo de cambio de referencia utilizado para 2026. El proyecto confirma que Burgos no es una cuenca abandonada, pero también muestra que la producción nacional depende de intervenciones selectivas y no de un programa de escala comparable con el desarrollado del otro lado de la frontera.
El Plan Estratégico 2025-2035 de Pemex modificó el lenguaje del debate. En lugar de colocar la palabra fracking en el centro, utiliza conceptos como “yacimientos de geología compleja”, “nuevos esquemas de extracción” y “programas de evaluación inicial”. El cambio semántico no es menor: permite reabrir una opción técnicamente sensible sin asumir de inmediato el costo político asociado con la fractura hidráulica.
El documento reconoce un potencial cercano a 64 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente distribuido principalmente en Tampico-Misantla, Sabinas-Burro Picachos y Burgos. También señala que Pemex cuenta con 23 asignaciones que incluyen potencial en yacimientos complejos. En cinco de ellas existen contratos de servicios vinculados con Olmos, Pitepec-Coyotes, Soledad, Amatitlán y Miahuapan; además, Miquetla cuenta con un contrato que permite trabajar con un tercero.
Pemex reporta que entre 2010 y 2019 perforó 25 pozos exploratorios para validar ese potencial y que 18 alcanzaron producción comercial. Los pozos de gas registraron flujos de entre uno y 12 millones de pies cúbicos diarios. Estas cifras no demuestran que México pueda replicar automáticamente el éxito estadounidense. Sí prueban que la discusión no parte de cero y que existe información geológica, experiencia operativa y evidencia productiva que el Estado ha mantenido fuera del debate público más visible.
El escenario de Pemex contempla comenzar programas de evaluación en dos áreas y, después de revisar sus resultados, avanzar de manera secuencial sobre hasta 16 áreas adicionales. La empresa reconoce que la contribución inicial sería modesta entre 2026 y 2028, pero estima que podría volverse relevante desde 2029 si se desarrolla una cadena nacional de equipos, materiales y servicios.
En otras palabras, el gobierno mexicano ya no discute únicamente si debe permitirse el fracking. Está tratando de definir cómo introducirlo, con qué nombre, bajo qué contratos, con qué tecnología y sin romper abiertamente con la narrativa política que lo mantuvo contenido durante años.
Pemex busca elevar la producción nacional de gas natural hasta aproximadamente 5,000 millones de pies cúbicos diarios. Entre los proyectos prioritarios aparecen Ixachi, Quesqui, Bakte, Burgos y Veracruz, además de desarrollos complejos como Lakach y prospectos de aguas profundas.
La meta debe leerse con cuidado. México recibió durante 2025 un promedio aproximado de 6,640 millones de pies cúbicos diarios únicamente desde Estados Unidos. Incluso si Pemex alcanzara una producción de 5,000 millones, el país no eliminaría de manera automática las importaciones porque una parte del gas producido se utiliza en las propias operaciones petroleras, contiene nitrógeno u otros componentes, requiere procesamiento o se localiza lejos de los centros de demanda. Tampoco todo el volumen nacional sería gas seco comercializable.
La diferencia demuestra que no existe un solo proyecto capaz de resolver la dependencia. La seguridad energética necesitaría combinar producción convencional, evaluación no convencional, almacenamiento estratégico, diversificación regional, reducción de fugas, eficiencia industrial, contratos flexibles e infraestructura eléctrica menos concentrada en un solo combustible.
El fracking podría ser una parte de ese portafolio, pero presentarlo como la solución total sería técnicamente irresponsable.
El campo Ixachi, en Veracruz, es uno de los activos terrestres de gas y condensado más importantes descubiertos por Pemex en décadas. Su desarrollo confirma que México todavía puede aumentar producción mediante yacimientos convencionales complejos y que la discusión no debe reducirse a fracking contra importaciones.
Ixachi ha requerido plantas, ductos, separación, acondicionamiento y capacidad de manejo de condensados. Sus avances también han enfrentado desafíos operativos y de infraestructura. El caso evidencia que encontrar gas no garantiza incorporarlo inmediatamente al sistema: la molécula necesita ser tratada, transportada y entregada bajo especificaciones comerciales.
El campo Macavil, también terrestre y con gas y condensados, fue incorporado al nuevo esquema de contratos mixtos de Pemex. Las estimaciones conocidas consideran reservas posibles superiores a 400 mil millones de pies cúbicos de gas y una producción acumulada proyectada cercana a 393 mil millones de pies cúbicos hacia 2045. El proyecto involucra a una empresa vinculada con Grupo Carso y forma parte de una estrategia en la que Pemex conserva participación mientras el capital privado asume parte del financiamiento y la ejecución.
Estos proyectos muestran que la política correcta no consiste en abandonar los yacimientos convencionales para apostar todo al shale. Consiste en comparar alternativas y ordenar la cartera según rentabilidad, tiempo de entrada, infraestructura disponible, huella ambiental y contribución a la seguridad energética.
Los recursos prospectivos son volúmenes estimados que todavía no han sido descubiertos o comprobados comercialmente. No equivalen a reservas, no garantizan producción y no pueden valuarse como si ya estuvieran disponibles en el mercado.
Por eso sería incorrecto tomar los 64 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente identificados por Pemex y multiplicarlos por un precio internacional para presentar una supuesta riqueza perdida. Entre el recurso geológico y la producción comercial existen múltiples filtros: éxito exploratorio, productividad, declinación de pozos, costos de perforación, infraestructura, precios, fiscalidad, permisos, acceso territorial, agua y aceptación social.
Los pozos shale presentan además curvas de declinación aceleradas. Una vez iniciada la producción, el volumen puede caer con rapidez, lo que obliga a perforar continuamente para mantener una plataforma estable. El modelo necesita una lógica industrial parecida a una línea de producción: numerosos pozos, tiempos cortos, servicios especializados, disponibilidad de equipos y acceso constante al financiamiento.
México no construyó ese ecosistema. La política de interrupción redujo la posibilidad de formar operadores, proveedores y cadenas logísticas enfocadas en recursos no convencionales. Reabrir la actividad no significaría simplemente autorizar algunos pozos; implicaría crear un mercado de servicios, un régimen de transparencia, sistemas de monitoreo ambiental, infraestructura de agua y capacidad institucional para supervisar cientos o miles de operaciones.
No existe un costo único aplicable a todas las cuencas. Un pozo en Burgos no tendría el mismo comportamiento que uno en Tampico-Misantla. La productividad, profundidad, presión, contenido de líquidos, longitud horizontal, número de etapas de fractura, disponibilidad de arena, agua y ductos modificarían radicalmente la rentabilidad.
El gas estadounidense que llega a México se beneficia de una industria madura, competencia entre operadores, infraestructura amortizada, mercados líquidos y producción asociada de petróleo que permite vender gas a precios muy bajos. Un desarrollo mexicano naciente tendría que absorber costos de aprendizaje y construir parte de su cadena de suministro.
Esto genera un riesgo económico central: producir gas nacional puede mejorar la seguridad energética y, al mismo tiempo, resultar más caro que importarlo en condiciones normales. La pregunta es cuánto estaría dispuesto a pagar México por reducir su exposición.
Ese diferencial debería tratarse como una prima de seguridad, no esconderse dentro de Pemex ni trasladarse sin transparencia a la CFE o a los consumidores. El gobierno tendría que demostrar cuánto cuesta cada unidad de gas nacional, cuánto riesgo reduce, qué infraestructura habilita y qué externalidades ambientales genera.
| Dimensión | Importar gas estadounidense | Desarrollar shale mexicano |
|---|---|---|
| Precio de corto plazo | Generalmente competitivo por la abundancia en Texas | Probablemente mayor durante la etapa inicial |
| Seguridad de suministro | Dependencia de infraestructura y regulación extranjeras | Mayor control territorial, pero riesgo operativo nacional |
| Tiempo de implementación | Infraestructura transfronteriza ya disponible | Evaluación, permisos y desarrollo durante varios años |
| Inversión inicial | Concentrada en ductos, capacidad y contratos | Perforación masiva, agua, caminos, tratamiento y ductos |
| Empleo y proveedores | Parte importante del valor queda en Estados Unidos | Puede desarrollar cadenas locales especializadas |
| Riesgo ambiental en México | Menor impacto extractivo directo dentro del país | Uso de agua, residuos, metano, tráfico y ocupación territorial |
| Riesgo de precio | Exposición a Texas, Waha, Henry Hub y emergencias | Exposición a costos de perforación y baja productividad |
| Flexibilidad | Alta mientras existan flujos transfronterizos | Requiere perforación continua para sostener producción |
| Gobernanza | Dependencia de acuerdos y mercados externos | Exige supervisión mexicana robusta y transparente |
| Emisiones | Se mantienen emisiones de producción y transporte fuera y dentro del país | Riesgo de fugas de metano y emisiones locales si el control es deficiente |
Los defensores del fracking suelen concentrarse en el volumen potencial de gas y en la reducción de importaciones. Sus críticos destacan el consumo de agua, la contaminación, la sismicidad inducida, las emisiones de metano y las afectaciones comunitarias. Ambos grupos identifican riesgos reales, pero el debate pierde calidad cuando presenta resultados inevitables sin distinguir entre cuencas, diseños de pozo, calidad regulatoria y tecnologías utilizadas.
La fractura hidráulica requiere agua, arena y aditivos químicos inyectados a presión. Parte del fluido regresa a la superficie mezclado con sales, hidrocarburos y componentes presentes en la formación. El manejo deficiente del agua de retorno puede contaminar suelos y cuerpos de agua. La disposición mediante pozos de inyección también puede relacionarse con sismicidad, especialmente cuando se realiza en determinadas fallas y a volúmenes elevados.
El metano representa otro riesgo crítico. Una fuga a lo largo de la cadena puede erosionar parte de la ventaja climática del gas frente al carbón o al combustóleo. Por ello, cualquier programa mexicano tendría que incorporar medición continua, detección satelital y terrestre, reparación obligatoria, eliminación gradual del venteo y quema rutinaria, así como publicación abierta de emisiones por instalación.
Pemex ha planteado alternativas como usar agua residual tratada, agua congénita de campos maduros o agua de mar acondicionada para reducir el consumo de agua dulce. Son propuestas técnicamente relevantes, pero todavía deben traducirse en reglas obligatorias, balances hídricos regionales, trazabilidad y auditorías independientes. Una promesa tecnológica no sustituye la regulación.
El problema se intensifica en regiones con estrés hídrico y conflictos territoriales. Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas no pueden evaluarse como espacios vacíos sobre un mapa geológico. Existen ciudades, agricultura, acuíferos, comunidades rurales, actividades ganaderas, zonas de inseguridad y derechos de propiedad que condicionan cualquier desarrollo.
México no necesita inventar un nuevo escándalo para reconocer que una industria de miles de pozos, contratos de servicios, transporte de agua, manejo de residuos y compras especializadas puede convertirse en un espacio de captura y corrupción si se construye con opacidad.
El riesgo aparece en distintas etapas:
No es responsable atribuir corrupción a un proyecto o empresa sin pruebas específicas. Sí lo es advertir que el diseño institucional mexicano deberá ser mucho más robusto que el utilizado en etapas anteriores. La fractura hidráulica no puede reactivarse mediante acuerdos internos, eufemismos técnicos o contratos difíciles de consultar. Necesitaría portales públicos por pozo, composición de fluidos, volúmenes de agua, emisiones, contratos, pagos, incidentes, sanciones y beneficiarios finales.
Sin esa arquitectura, el riesgo no sería únicamente ambiental. Sería financiero y político: un accidente, una contaminación o un contrato cuestionado podría cancelar la licencia social de toda la industria.
La suspensión de rondas petroleras después de 2018 cerró la principal vía mediante la cual empresas privadas podían competir por nuevas áreas de exploración y extracción. En cuencas no convencionales, donde Pemex carecía de capacidad financiera para asumir por sí solo un desarrollo masivo, esa decisión redujo radicalmente las posibilidades de inversión.
No existe una cifra única y verificable que permita afirmar cuánto capital se perdió. Las inversiones potenciales dependen de adjudicaciones, resultados exploratorios, precios y decisiones corporativas posteriores. Presentar todos los anuncios previos como dinero asegurado sería una exageración.
Lo comprobable es que México dejó de realizar procesos competitivos para asignar nuevas áreas, mientras Estados Unidos y Argentina continuaron acumulando conocimiento, productividad y proveedores. El costo fue también tecnológico: equipos, ingenieros y capital se dirigieron a mercados donde existía una cartera continua de proyectos.
El nuevo modelo de contratos mixtos intenta recuperar parte de esa inversión sin regresar plenamente al esquema de rondas. Pemex conserva el control y los privados aportan capital, tecnología o capacidad de ejecución. La fórmula puede acelerar proyectos como Macavil y otros campos, pero también concentra la selección y negociación alrededor de la empresa estatal. Su éxito dependerá de que exista competencia real, distribución transparente de riesgos y publicación completa de los compromisos financieros.
Una política de desarrollo no convencional bien diseñada podría aportar beneficios económicos y estratégicos:
Los costos potenciales también son sustanciales:
La comparación económica no puede excluir esos factores. Un metro cúbico de gas aparentemente barato deja de serlo cuando sus costos ambientales, sanitarios o de remediación se transfieren a comunidades y gobiernos locales. De la misma forma, una importación barata puede resultar costosa cuando una interrupción obliga a detener plantas, sustituir combustibles o racionar electricidad.
El costo oculto de no hacer fracking no es una cifra única. Es una suma de exposiciones que se acumulan gradualmente.
México paga por la molécula importada y por la infraestructura necesaria para recibirla. También asume el riesgo de interrupciones externas, la pérdida de actividad productiva nacional, la postergación de capacidades tecnológicas y la necesidad de financiar proyectos alternativos que pueden ser más complejos o tardíos.
Sin embargo, desarrollar shale sin instituciones sólidas puede generar otra cuenta igualmente elevada: daños ambientales, pasivos hídricos, emisiones, conflictos sociales y recursos públicos atrapados en pozos incapaces de competir.
La decisión correcta no es producir a cualquier costo ni importar sin límites. Es construir un portafolio en el que cada fuente cumpla una función y su riesgo sea visible.
El país podría comenzar con programas acotados de evaluación en áreas donde Pemex ya comprobó producción, evitando convertir una prueba tecnológica en una autorización indiscriminada. Cada programa tendría que operar bajo reglas reforzadas de agua, metano, integridad de pozos, trazabilidad y participación comunitaria.
También sería necesario comparar públicamente el costo nivelado del gas de cada proyecto. Lakach, Ixachi, Burgos, Macavil, los recursos no convencionales y las importaciones deberían evaluarse con una metodología común que considere inversión, operación, declinación, infraestructura, emisiones, agua y seguridad de suministro.
La producción nacional debe complementarse con almacenamiento. La política mexicana ha planteado la creación de inventarios estratégicos equivalentes a por lo menos cinco días de demanda. Sin almacenamiento efectivo, incluso un aumento de producción dejaría al sistema expuesto a fallas de ductos, accidentes o picos de consumo.
Finalmente, México debe evitar que la seguridad energética se convierta en un argumento para financiar proyectos sin rentabilidad. La soberanía no consiste en producir cada molécula dentro del territorio nacional. Consiste en conservar capacidad de decisión frente a una contingencia, diversificar riesgos y evitar que un solo proveedor o infraestructura pueda paralizar sectores estratégicos.
Durante casi una década, México trató al fracking como si bastara con retirarlo del discurso para resolver el dilema. Mientras tanto, las importaciones crecieron, se construyeron nuevos gasoductos, aumentó la generación eléctrica basada en gas y Pemex continuó buscando alternativas de producción cada vez más costosas o técnicamente complejas.
El Plan Estratégico 2025-2035 reconoce, aunque utilice otro vocabulario, que los yacimientos no convencionales han regresado a la planeación nacional. El gobierno ya no puede sostener simultáneamente que la fractura hidráulica es un asunto cerrado y que los recursos de geología compleja serán necesarios para apuntalar la producción.
La discusión madura no debe comenzar preguntando si el fracking es bueno o malo en abstracto. Debe preguntar qué áreas podrían ser económicamente viables, cuánta agua requerirían, quién asumiría los riesgos, cómo se vigilarían las emisiones, qué comunidades serían afectadas, cuánto gas sustituirían realmente y cómo se evitaría que los costos terminaran socializados.
México no tiene que copiar a Texas. Tampoco puede seguir actuando como si el gas texano fuera una garantía permanente y no una dependencia administrada.
El costo oculto de no hacer fracking es real, pero no constituye por sí solo una justificación para hacerlo. Es la evidencia de que México necesita una política de gas mucho más completa, transparente y técnicamente honesta que la simple elección entre abrir pozos o seguir importando.
No existe una prohibición federal absoluta incorporada de manera inequívoca en la legislación mexicana. Durante el gobierno de Andrés Manuel López Obrador se estableció una posición política contraria a su expansión, se detuvieron nuevas rondas y disminuyó la actividad, pero el marco técnico para la estimulación hidráulica no desapareció por completo. El Plan Estratégico de Pemex 2025-2035 reintroduce la evaluación de yacimientos complejos, aunque evita colocar la palabra fracking como concepto central.
Durante 2024, las exportaciones estadounidenses por ducto hacia México promediaron alrededor de 6,400 millones de pies cúbicos diarios. En 2025, el promedio se aproximó a 6,640 millones y en mayo se alcanzó un récord mensual cercano a 7,500 millones de pies cúbicos diarios.
No en el corto plazo. Evaluar y desarrollar una nueva provincia no convencional requiere años, infraestructura, permisos, cadenas de proveedores y numerosos pozos. Además, la demanda mexicana continúa creciendo. El objetivo razonable sería reducir la concentración de riesgo y moderar el crecimiento de las importaciones, no eliminarlas inmediatamente.
No necesariamente. El gas estadounidense proviene de una industria madura y, en algunas regiones, se produce asociado con petróleo, lo que reduce su precio comercial. El shale mexicano tendría costos iniciales elevados por aprendizaje, servicios, infraestructura, seguridad y regulación. Su principal valor podría estar en la diversificación y seguridad de suministro, no exclusivamente en competir con el precio de Texas.
Pemex identifica el mayor potencial en las cuencas de Tampico-Misantla, Sabinas-Burro Picachos y Burgos. Tampico-Misantla presenta mayor propensión a hidrocarburos líquidos, mientras Burgos y Sabinas contienen principalmente gas seco, gas húmedo y, en algunas zonas, aceite ligero.
Lakach es un proyecto de gas en aguas profundas, no un desarrollo shale. Su relación con el debate es económica: México ha destinado recursos significativos a un campo técnicamente complejo mientras mantiene limitada la evaluación de gas terrestre no convencional. La comparación obliga a revisar qué proyectos ofrecen mejor equilibrio entre costo, riesgo y seguridad energética.
Podría estimular producción nacional, empleo especializado, servicios petroleros, infraestructura y recaudación. También podría reducir parcialmente la exposición a interrupciones externas. Estos beneficios dependen de la productividad real de los pozos y de que los proyectos no requieran subsidios permanentes.
Los riesgos incluyen consumo de agua, contaminación por derrames o fallas de integridad, disposición inadecuada de fluidos, sismicidad inducida, emisiones fugitivas de metano, ruido, tránsito pesado y afectaciones territoriales. La magnitud depende de las condiciones geológicas, la tecnología, el diseño del pozo y la capacidad regulatoria.
El almacenamiento reduciría la exposición a interrupciones breves, pero no sustituye una estrategia de suministro. México necesita combinar inventarios, producción nacional, importaciones, flexibilidad contractual e infraestructura redundante. Depender únicamente del almacenamiento también exigiría inversiones elevadas y sitios geológicos adecuados.
México necesitaría establecer líneas base ambientales, balances hídricos, reglas de emisiones de metano, monitoreo público, trazabilidad de residuos, garantías financieras para abandono, consulta comunitaria y mecanismos transparentes de contratación. También debería publicar una evaluación económica independiente por cuenca.
La reapertura del debate sobre los yacimientos no convencionales modificará permisos, contratos, infraestructura, obligaciones ambientales y decisiones de inversión. Para empresas industriales, operadores, proveedores y responsables de cumplimiento, esperar a que las reglas estén completamente definidas puede significar reaccionar demasiado tarde.
Nuestras herramientas permite analizar cambios normativos, relacionar obligaciones y anticipar escenarios que afectan proyectos energéticos complejos. En un mercado donde la política pública puede cambiar más rápido que la infraestructura, comprender el riesgo regulatorio se convierte en una capacidad estratégica.
Todos los campos son obligatorios *
