El gobierno mexicano asumió públicamente el desarrollo de gas no convencional mediante fractura hidráulica. Análisis premium sobre Pemex, regiones clave, riesgos ambientales, soberanía energética y dependencia de Estados Unidos.
A primera hora, cuando el sistema eléctrico nacional empieza a levantar carga y las centrales de ciclo combinado vuelven a empujar buena parte de la demanda, México vuelve a encontrarse con la misma realidad que ha marcado su política energética de la última década: el gas natural que sostiene la electricidad del país llega, en gran medida, desde Texas. No es una metáfora ni una exageración. En 2024, las exportaciones de gas por ducto desde Estados Unidos hacia México promediaron 6.4 mil millones de pies cúbicos diarios, el nivel anual más alto registrado, y en mayo de 2025 tocaron 7.5 mil millones de pies cúbicos diarios en un solo mes. Al mismo tiempo, el propio gobierno mexicano reconoció este 8 de abril que alrededor de 75 por ciento del gas que consume el país proviene del extranjero.
Ese telón de fondo explica por qué la decisión anunciada hoy por la administración de Claudia Sheinbaum no es un ajuste técnico menor, sino un viraje político de primera magnitud. El gobierno mexicano decidió asumir públicamente el desarrollo de gas no convencional mediante fractura hidráulica, una técnica que durante años fue negada en el discurso político y relegada a notas al pie en documentos técnicos. La novedad no es solamente que el fracking vuelva a la mesa. La novedad es que el gobierno ya no lo presenta como un tema incómodo o hipotético, sino como una pieza explícita de su estrategia para reducir dependencia externa, reforzar la soberanía energética y elevar la producción nacional de gas a partir de 2027, con una meta de producción adicional de 3,196 millones de pies cúbicos diarios hacia 2035.
El cambio de discurso es profundo porque rompe con la narrativa que dominó la etapa anterior. Durante el sexenio de Andrés Manuel López Obrador, el fracking se mantuvo políticamente vetado, aunque nunca fue prohibido por ley. Bajo Sheinbaum, el tema pasó primero de la negación a la discusión pública en febrero de 2026 y, este 8 de abril, de la discusión a la admisión abierta de que el país buscará explotar gas no convencional bajo el liderazgo de Pemex. El gobierno sigue evitando, en ocasiones, la palabra fracking en su formulación más cruda, pero ya no evita el fondo: México quiere producir más gas de lutitas para dejar de depender de Estados Unidos.
La razón económica y operativa detrás de ese viraje es comprensible. El gas natural dejó de ser un combustible de respaldo para convertirse en el eje de la seguridad energética mexicana. De acuerdo con la Prospectiva de Gas Natural 2023 a 2037 de la Secretaría de Energía, citada por IMCO, el sector eléctrico concentraría en 2024 cerca de 4,979.7 millones de pies cúbicos diarios, equivalentes a 56.9 por ciento de la demanda nacional de gas. El sector industrial, por su parte, absorbería 1,360.5 millones de pies cúbicos diarios, o 15.5 por ciento del total. Eso significa que cualquier interrupción relevante en el abasto externo no solo pondría bajo presión a la industria, sino al corazón mismo del sistema eléctrico.
Por eso el anuncio de hoy tiene una dimensión que rebasa el upstream. No se trata únicamente de abrir más pozos. Se trata de garantizar el combustible que alimenta a las centrales de ciclo combinado, a los corredores manufactureros del norte y del Bajío, y a una economía que se ha vuelto más dependiente del gas al mismo tiempo que ha descuidado su producción propia. El gobierno lo sabe. Pemex también. En febrero de 2025, la empresa presentó un plan de trabajo con el objetivo de elevar la producción de gas natural a 5 mil millones de pies cúbicos diarios, apoyado en una inversión pública de 238 mil millones de pesos, 1,058 perforaciones y 970 reparaciones mayores. Más tarde, el Programa Sectorial de Energía 2025 a 2030 ratificó que la meta de esta administración es llegar a esos 5 mil millones de pies cúbicos diarios hacia 2030.
Lo que cambió ahora es el camino para intentar llegar ahí. Hasta hace unos meses, el discurso oficial hablaba de aprovechar recursos del norte y del sur del país, elevar la producción de gas y mejorar el manejo del hidrocarburo. Hoy la administración aceptó que, sin gas no convencional, esa meta es mucho más difícil. Y eso equivale a reconocer algo que la industria conoce desde hace años: el problema de México no es la ausencia geológica de gas, sino la incapacidad política, financiera y regulatoria para desarrollar sus recursos de lutitas a escala comercial.
La geología mexicana, de hecho, no es marginal. Según la evaluación de EIA y ARI para México, el país cuenta con un potencial técnicamente recuperable de shale gas de alrededor de 545 trillones de pies cúbicos. Esa cifra no representa reservas probadas ni producción garantizada, pero sí ofrece una idea del tamaño del recurso que ha permanecido en el subsuelo por razones técnicas, económicas y políticas. La mayor parte del potencial se concentra en Burgos y Sabinas, con extensiones relevantes en Tampico, Tuxpan y Veracruz. El propio estudio retoma una actualización interna de Pemex de 2012 que ubicaba sus recursos recuperables de shale gas en 141.5 trillones de pies cúbicos, por debajo de la cifra más amplia de EIA, pero suficiente para confirmar que el recurso existe y es significativo.
Tabla 1. Potencial técnicamente recuperable de gas no convencional en México
| Provincia o cuenca | Recurso técnicamente recuperable | Lectura estratégica |
|---|---|---|
| Burgos | 393 Tcf | Es la zona con mayor potencial estimado y la más cercana al desarrollo shale del sur de Texas |
| Sabinas | 124 Tcf | Tiene volumen relevante, pero enfrenta mayor complejidad estructural y geológica |
| Tampico | 23 Tcf | Puede aportar gas y líquidos, pero con retos de profundidad y heterogeneidad |
| Tuxpan | 2 Tcf | Escala menor, con valor más localizado que sistémico |
| Veracruz | 3 Tcf | Potencial reducido frente al noreste, pero geográficamente relevante para el Golfo |
| Total estimado EIA ARI | 545 Tcf | No son reservas ni producción asegurada, sino un indicador de potencial geológico |
Las cifras de la tabla muestran dónde está el verdadero centro de gravedad del debate. El fracking mexicano no empieza en todo el país. Empieza, sobre todo, en el noreste. Burgos es la pieza más evidente porque conecta geológicamente con el desarrollo del Eagle Ford en Texas y porque la infraestructura regional de gas ya existe, al menos de manera parcial. Sabinas ofrece volumen, pero también complejidad estructural. Tampico Misantla y Veracruz amplían el mapa, aunque con una lógica distinta, más ligada al Golfo y con niveles de incertidumbre mayores.
Pemex no llega a este terreno desde cero. En la primera ola exploratoria de la década pasada, la empresa perforó pozos piloto en Burgos y Sabinas. El estudio de EIA documenta que Pemex había perforado al menos seis pozos en la continuidad mexicana del play Eagle Ford hacia 2012, con resultados modestos. Emergente 1 probó alrededor de 2.8 millones de pies cúbicos por día, Percutor 1 cerca de 2.17 millones y Arbolero 1 alrededor de 3.2 millones. Esos niveles confirmaron la presencia del recurso, pero también evidenciaron el gran problema del shale mexicano: producir gas en esas cuencas no era imposible, pero sí costoso, técnicamente exigente y, a precios bajos de gas, de rentabilidad cuestionable.
Esa experiencia temprana define buena parte del dilema actual. Pemex sí tiene memoria operativa del no convencional, pero no tiene un historial comercial consolidado comparable con el de las empresas que detonaron la revolución shale en Estados Unidos. En la práctica, la petrolera mexicana enfrenta tres déficits simultáneos. El primero es tecnológico, porque la perforación horizontal masiva y la estimulación multietapa requieren cadenas de servicio, aprendizaje y eficiencia que México nunca desarrolló plenamente. El segundo es financiero, porque el shale exige capital intensivo y una curva de inversión continua, justo en un momento en que Pemex sigue cargando deuda elevada y restricciones de caja. El tercero es organizacional, porque la empresa llega al no convencional sin haber resuelto del todo sus problemas de ejecución en segmentos mucho más conocidos.
El gobierno, sin embargo, parece haber decidido que el costo de no hacer nada ya es mayor que el costo político de reconocer el fracking. Ese cálculo se entiende a la luz de la relación con Estados Unidos. México no sólo importa gas del vecino del norte; importa seguridad operativa. La dependencia es tan alta que cualquier disrupción en Texas, en ductos transfronterizos o en condiciones comerciales tiene efecto inmediato en la industria mexicana y en el sistema eléctrico. La decisión de ir por gas no convencional es, en ese sentido, una respuesta directa a una vulnerabilidad geoeconómica. Menos dependencia del gas estadounidense implicaría mayor margen de maniobra para México en precios, abasto y negociación bilateral. Pero esa misma decisión también modifica la relación con Washington: reduce, al menos en el largo plazo, el papel de Estados Unidos como proveedor indispensable del combustible que mueve la electricidad mexicana.
La soberanía energética, no obstante, no se construye sólo con recurso geológico. Se construye con infraestructura, agua, regulación y licencia social. Ahí empiezan los riesgos más delicados. La fractura hidráulica exige grandes volúmenes de agua, manejo intensivo de residuos, integridad estricta de pozos y supervisión continua de emisiones, fugas y disposición de fluidos. El propio gobierno intenta suavizar ese frente al hablar de agua reutilizada o incluso de agua marina para ciertos desarrollos, pero esa promesa está lejos de resolver por sí sola el dilema ambiental. México ya cuenta desde 2017 con lineamientos de ASEA para exploración y extracción en yacimientos no convencionales, y desde 2024 con lineamientos actualizados para construcción y mantenimiento de pozos. Aun así, la existencia de reglas no equivale automáticamente a capacidad de vigilancia robusta en campo.
Ese punto es crucial porque el fracking no entra a un país con confianza plena en sus reguladores. Entra a un país con historial de tensiones ambientales, con acuíferos sobreexplotados en varias regiones y con una institucionalidad que deberá demostrar que puede autorizar, monitorear y sancionar con la misma velocidad con la que el gobierno pretende acelerar la producción. El riesgo no es abstracto. Si la regulación ambiental y de seguridad industrial se queda corta, el costo reputacional del nuevo giro energético puede ser enorme. Y si la regulación se endurece demasiado sin capacidad operativa, el proyecto puede ahogarse en su propia complejidad administrativa.
Tabla 2. Implicaciones del giro hacia el gas no convencional
| Dimensión | Qué cambia | Oportunidad | Riesgo |
|---|---|---|---|
| Operativa | Pemex debe pasar de pilotos aislados a desarrollos sistemáticos | Más gas nacional para electricidad e industria | Costos altos, curva de aprendizaje y ejecución irregular |
| Regulatoria | ASEA y demás autoridades deben supervisar pozos, agua y residuos con mayor intensidad | Crear un marco técnico más claro para no convencionales | Capacidad institucional insuficiente o discrecionalidad |
| Ambiental | Se intensifica el uso de agua y el manejo de fluidos de retorno | Incorporar mejores prácticas y reutilización de agua | Contaminación, conflictos territoriales y rechazo social |
| Financiera | El no convencional exige inversión sostenida y servicios especializados | Reducir importaciones de gas y presión externa | Mayor carga de capital sobre una Pemex endeudada |
| Geopolítica | México busca depender menos del gas estadounidense | Más margen de maniobra en soberanía energética | Tensiones comerciales y menor flexibilidad bilateral |
Hay, además, una dimensión que pocas veces se reconoce con claridad: este giro también es una admisión implícita de los límites de otras palancas energéticas. México puede expandir renovables, mejorar eficiencia y reforzar transmisión, pero en el corto y mediano plazo seguirá necesitando gas para sostener la generación eléctrica. La propia presidenta ha vinculado soberanía energética con más gas natural y más renovables, no con una sustitución inmediata del primero por las segundas. Eso convierte al fracking en una pieza incómoda, pero funcional, dentro de la nueva política energética. No es el proyecto con mejor narrativa ambiental, pero sí el que puede ofrecer una respuesta relativamente rápida a la dependencia estructural del país.
La pregunta de fondo es si México puede replicar, aunque sea parcialmente, algo parecido a la lógica shale de Norteamérica sin tener ni el mismo ecosistema de servicios, ni la misma profundidad de mercado, ni la misma flexibilidad de capital. La respuesta más seria, hoy, es que no en los mismos términos. Lo que sí podría hacer es construir una versión mexicana, más lenta, más concentrada geográficamente y más dependiente del Estado, donde Pemex lidere los primeros desarrollos y el gobierno trate de modular los impactos ambientales mediante regulación y control político. Eso no equivale a una revolución shale. Equivale, más bien, a un intento de usar el no convencional como herramienta de contención frente a una dependencia externa que ya luce insostenible en términos estratégicos.
En ese sentido, la noticia de hoy no debe leerse como una discusión técnica más. Debe leerse como un parteaguas. México pasó de condenar políticamente el fracking a justificarlo en nombre de la seguridad energética. Y cuando un gobierno decide hacer ese movimiento, lo que realmente está cambiando no es sólo un método de extracción. Está cambiando la forma en que define sus prioridades. Hasta ayer, la dependencia del gas estadounidense era un dato incómodo. Desde hoy, es el argumento central para abrir una frontera energética que el país había preferido dejar en sombra. Si esa decisión termina fortaleciendo la soberanía energética o abriendo una nueva zona de conflicto ambiental y financiero dependerá menos del anuncio y más de lo que ocurra después: en los pozos, en los reguladores, en el agua disponible y en la capacidad real de Pemex para convertir recurso potencial en gas utilizable. Ahí, y no en la conferencia de prensa, se jugará la verdad del nuevo fracking mexicano.
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