Pemex incrementó 66% su inversión 2026 para extracción mediante fractura hidráulica y concentró el esfuerzo en el Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec). El movimiento es una señal estratégica: cuando el portafolio convencional se agota, la empresa vuelve a “geología compleja”, pero lo hace en un entorno con incertidumbre regulatoria, presión social y retos técnicos que históricamente han castigado costos y resultados.
El dato que reabre el debate no es retórico: Pemex planea invertir 4,016 millones de pesos en 2026 para extracción asociada a fractura hidráulica, 66% más que el año previo (2,423 millones). La inversión se concentra en el programa Aceite Terciario del Golfo (ATG), antes conocido como Paleocanal de Chicontepec, un activo históricamente clasificado como “geología compleja” por su dificultad técnica y costo relativo.
Operativamente, esto equivale a una señal: Pemex está aceptando que la discusión “no convencionales sí/no” ya se convirtió en un problema de sostener plataforma con un portafolio convencional que madura y declina. La estrategia no se anuncia como giro doctrinario; se ejecuta vía presupuesto y programas específicos.
En Chicontepec/ATG, el fracking no es un accesorio: es parte del “paquete mínimo” para movilizar hidrocarburos en un sistema de baja productividad por pozo y retos de perforación/terminación. El punto técnico es que la escala manda: incrementar inversión no significa “gran salto” inmediato en barriles, sino la capacidad de sostener campañas de perforación y completación con continuidad suficiente para compensar declinación y mejorar factores de recobro en zonas puntuales.
Lo que sí puede lograr Pemex en 2026, si ejecuta bien, es:
Aumentar la tasa de actividad (pozos terminados y estimulados) y estabilizar producción en sectores seleccionados del ATG.
Aprender y estandarizar diseños de completación para reducir dispersión de resultados (el gran enemigo de estos plays).
Convertir parte del programa en un “motor de corto ciclo”, donde la respuesta de producción se ve en meses, no en años.
Lo que no resuelve por sí solo:
La economía estructural del play cuando el costo por barril incremental sube por logística, agua y servicios especializados.
La necesidad de una cadena de suministro robusta: equipos, químicos, arena, bombeo, control de calidad, y manejo de agua producida.
Además, el propio contexto público reconoce que la explotación rentable puede ser “difícil y costosa” frente a yacimientos del sureste, precisamente por las características geológicas del área.
1) Agua e infraestructura logística
El fracking es, ante todo, una operación de logística: asegurar volúmenes de agua, almacenamiento, transporte, tratamiento y disposición (y, después, manejo de retornos/agua producida). En zonas con presión hídrica, este es el punto donde la “viabilidad técnica” choca con la “viabilidad social”. Si el programa crece, crece también la fricción local por uso de agua, tránsito y ruido industrial.
2) Capacidad de servicios especializados
Chicontepec exige excelencia operativa. Incluso voces técnicas citadas en la discusión pública han señalado que se requieren empresas de servicio altamente especializadas para que el fracking sea eficiente en este tipo de geología compleja. Sin un mercado de servicios competitivo y con ejecución consistente, el riesgo es repetir el patrón clásico: mucho CAPEX, rendimiento irregular.
3) Incertidumbre regulatoria y “zona gris”
El tema se mantiene en un limbo legal según la propia cobertura: iniciativas para eliminar la práctica no han prosperado y la discusión se arrastra sin una definición robusta que dé certidumbre a la planeación multianual. En la práctica, esto no detiene el gasto, pero eleva riesgo de controversias, permisos, amparos y cambios de criterio, justo cuando el play requiere continuidad.
4) Aceptación social y licencia para operar
El fracking concentra impactos percibidos (agua, sismicidad inducida, químicos, tráfico, afectaciones locales). Aunque el debate suele polarizarse, para Pemex el riesgo real es operacional: interrupciones, bloqueos, judicialización y retrasos que encarecen el barril incremental.
Dónde se ejecuta realmente el gasto: si el presupuesto se traduce en pozos completados/estimulados o se diluye en preparativos y servicios sin continuidad.
Eficiencia por pozo (no el gasto total): tiempos de ciclo, repetibilidad de diseños y dispersión de productividad.
Cuello de botella de agua: permisos, disponibilidad local, costos de manejo y tratamiento de retornos.
Conflictos regulatorios/ambientales: cambios de criterio, litigios o restricciones operativas que rompan el ritmo de campaña.
Señales de “industrialización”: si Pemex logra estandarizar procesos y reducir el costo incremental, o si el programa se vuelve un gasto defensivo sin mejora estructural.
El aumento de 66% en inversión no convierte al fracking en destino inevitable, pero sí lo coloca como una decisión de portafolio: Pemex está moviendo recursos hacia no convencionales porque ve límites en lo convencional. Esa decisión no se gana en el debate público; se gana (o se pierde) en ejecución, regulación y licencia social para operar. El fracking no es solo una técnica: es una decisión de riesgo estratégico para Pemex y para el país.
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