Impulso al fracking en México sin norma específica eleva riesgos ambientales, regulatorios y de infraestructura gasista.
El discurso energético en México ha vuelto a colocar al gas natural como eje de seguridad eléctrica, competitividad industrial y sustitución de combustibles más intensivos en carbono. Sin embargo, detrás del renovado interés por incrementar producción —especialmente en plays no convencionales— persiste una pregunta técnica que el mercado no ha logrado responder con claridad: ¿bajo qué marco explícito operaría una expansión de fractura hidráulica a escala relevante?
México no tiene una prohibición formal de la fractura hidráulica. Tampoco cuenta con una norma específica que la regule de manera integral. La actividad se encuentra fragmentada en un entramado de disposiciones generales que, en conjunto, habilitan la operación, pero no construyen un régimen técnico dedicado a los riesgos particulares del shale.
La actividad upstream se rige primariamente por la Ley de Hidrocarburos, que establece el régimen de asignaciones y contratos, obligaciones técnicas, y supervisión operativa. En materia ambiental y de seguridad industrial, la autoridad competente es la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente, órgano desconcentrado de la SEMARNAT con facultades para emitir disposiciones administrativas de carácter general, lineamientos técnicos y autorizaciones específicas.
La regulación aplicable a un proyecto de fractura hidráulica hoy se construye mediante:
Autorización en materia de impacto ambiental.
Programas de prevención y control de emisiones.
Planes de manejo de residuos y fluidos.
Estudios de riesgo ambiental.
Dictámenes de integridad mecánica de pozos.
Además, intervienen la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y la Ley de Aguas Nacionales en lo relativo a extracción, uso y disposición de agua, así como a descargas y protección de acuíferos.
El problema no es la ausencia absoluta de regulación. El problema es la ausencia de una regulación explícita, sistematizada y técnicamente enfocada en fractura hidráulica multietapa horizontal en formaciones de baja permeabilidad.
En plays no convencionales, el consumo de agua por pozo puede superar decenas de miles de metros cúbicos, dependiendo de la longitud lateral y número de etapas. Bajo el esquema actual, el operador debe gestionar concesiones de agua o adquirir volúmenes de terceros, justificar balances hídricos y presentar planes de manejo de retorno y flowback.
La fragmentación regulatoria implica que:
El agua es supervisada bajo criterios generales de concesión.
Los residuos líquidos se gestionan bajo lineamientos amplios.
La reinyección o disposición depende de autorizaciones caso por caso.
Sin una norma técnica específica que estandarice límites, monitoreo en tiempo real y trazabilidad química obligatoria, el riesgo regulatorio se traslada al operador. Cualquier incidente —derrames, migración de fluidos, contaminación cruzada— podría interpretarse como incumplimiento a obligaciones ambientales generales, aun cuando no exista un parámetro específico diseñado para shale.
El gas natural se promueve como combustible de transición por su menor intensidad de carbono respecto al combustóleo o carbón. No obstante, el argumento climático se sostiene únicamente si las emisiones fugitivas de metano permanecen controladas.
ASEA cuenta con disposiciones en materia de prevención y control de emisiones, pero la medición sistemática de metano en pad drilling de múltiples pozos horizontales requiere protocolos robustos de monitoreo continuo, detección de fugas y reparación temprana.
En ausencia de lineamientos técnicos específicos para shale gas, el estándar aplicable es el mismo que para producción convencional. Esto introduce un riesgo operativo: la autoridad puede exigir cumplimiento con criterios amplios que no distinguen entre una batería convencional y un desarrollo no convencional con múltiples etapas y alta intensidad de servicios.
El resultado es incertidumbre jurídica en materia de auditorías, inspecciones y sanciones.
La integridad del pozo es el eje central de cualquier desarrollo no convencional. Cementaciones multietapa, casing de múltiples diámetros, presiones elevadas y ciclos repetitivos de estimulación requieren protocolos de aseguramiento estrictos.
México exige dictámenes de integridad mecánica y programas de mantenimiento, pero no existe una NOM específica que establezca requisitos diferenciados para fractura hidráulica horizontal multietapa.
En un escenario de impulso acelerado a la producción sin actualización normativa explícita, el operador enfrentaría un doble riesgo:
Técnicamente, debe aplicar mejores prácticas internacionales.
Jurídicamente, debe probar ante la autoridad que dichas prácticas satisfacen obligaciones generales no diseñadas para este tipo de operación.
La carga probatoria recae en el desarrollador.
Si la política energética incentiva producción de gas no convencional sin reformas normativas explícitas, el mercado se moverá en un terreno híbrido:
Permisos se tramitarán bajo reglas existentes.
Evaluaciones ambientales serán caso por caso.
Criterios técnicos se interpretarán mediante lineamientos generales.
Esto no impide la operación. Pero incrementa el riesgo regulatorio.
Para operadores privados y empresas de servicios petroleros, la ausencia de reglas específicas genera:
Dificultad para modelar tiempos de autorización.
Incertidumbre en costos de cumplimiento.
Exposición a revisiones retroactivas si la autoridad redefine criterios.
Riesgo reputacional frente a inversionistas internacionales con estándares ESG estrictos.
En contratos de largo plazo, esa incertidumbre se traduce en mayores primas de riesgo y ajustes en la tasa interna de retorno requerida.
Un incremento relevante en producción no convencional tendría efectos sistémicos en infraestructura.
El Centro Nacional de Control del Gas Natural opera el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural. Una expansión upstream sin sincronización con capacidad de transporte y almacenamiento podría generar:
Cuellos de botella regionales.
Presiones diferenciales no previstas.
Necesidad de expansión de compresión.
Incremento en riesgos de integridad de ductos por cambios en perfiles de flujo.
Además, México mantiene niveles limitados de almacenamiento estratégico. Un aumento abrupto de producción sin infraestructura de balanceo podría obligar a ventas forzadas o shut-ins técnicos, afectando la economía del proyecto.
La fractura hidráulica no es solo una decisión upstream. Es una decisión sistémica.
México cuenta con técnicos, ingenieros y empresas capaces de ejecutar proyectos no convencionales bajo estándares internacionales. El verdadero desafío es la coherencia normativa.
Sin un marco explícito que integre agua, emisiones, integridad mecánica, monitoreo continuo y coordinación con transporte y almacenamiento, el impulso al gas no convencional operará sobre una base jurídicamente frágil.
En energía, la ausencia de prohibición no equivale a certeza regulatoria. Y cuando la producción depende de inversiones intensivas en capital, la certeza jurídica es tan relevante como la presión de fractura en el subsuelo.
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