El fracking en México no puede discutirse solo desde la ideología. Entre la dependencia del gas importado, los planes de Pemex, los riesgos sobre agua y comunidades, y la falta de una prohibición absoluta, el país enfrenta una decisión técnica, ambiental y regulatoria mucho más compleja.
El fracking en México no necesita más consignas. Necesita precisión. Durante años se presentó como una técnica prohibida, tóxica por definición y políticamente clausurada. Al mismo tiempo, México siguió importando gas natural producido con fracking en Estados Unidos, Pemex mantuvo información sobre yacimientos no convencionales y el nuevo Plan Estratégico 2025-2035 volvió a colocar los llamados “yacimientos de geología compleja” dentro de la planeación energética nacional.
La contradicción es incómoda, pero útil: obliga a mirar el tema sin propaganda. El fracking no es una varita mágica para resolver la dependencia energética de México. Tampoco es un demonio abstracto que pueda explicarse con una sola frase. Es una técnica industrial de alto impacto, con riesgos reales sobre agua, suelo, aire, comunidades y sismicidad; pero también con un potencial energético que el Estado mexicano conoce, ha estudiado y nunca terminó de descartar legalmente.
Este artículo forma parte de la serie Fracking en México. Si quieres entender primero por qué esta técnica nunca quedó realmente prohibida, revisa el análisis Fracking en México: la energía prohibida que nunca se prohibió. Para ubicar las zonas con mayor potencial, consulta también Cuencas shale en México: el mapa del gas que no se explota. Y para revisar el dilema económico de fondo, está el artículo Importar gas vs producirlo: el costo oculto de no hacer fracking.
La fractura hidráulica consiste en inyectar agua, arena y aditivos químicos a alta presión para abrir microfracturas en formaciones de baja permeabilidad y permitir que el gas o el aceite atrapado fluya hacia el pozo. En yacimientos convencionales, el hidrocarburo puede migrar con mayor facilidad. En lutitas, shale o formaciones compactas, el recurso está encerrado en roca de muy baja permeabilidad; sin fractura, no fluye en cantidades comerciales.
El problema no es únicamente la fractura dentro de la roca. El riesgo aparece en todo el ciclo:
Captación de agua: de dónde se toma, cuánto se usa y si compite con consumo humano, agricultura o ecosistemas.
Transporte y almacenamiento: movimiento de agua, arena, químicos, combustibles y residuos por caminos locales.
Integridad del pozo: diseño, cementación, presión, corrosión y separación real entre el pozo y los acuíferos.
Fluido de retorno: mezcla de agua, sales, hidrocarburos, metales, compuestos orgánicos y materiales presentes en la formación.
Disposición o tratamiento: reciclaje, reinyección, descarga autorizada o manejo irregular.
Emisiones: fugas de metano, venteo, quema, combustión incompleta y emisiones de equipos diésel.
Abandono: sellado permanente del pozo y monitoreo posterior.
Por eso la pregunta correcta no es si el fracking “contamina” siempre. La pregunta seria es bajo qué condiciones contamina, qué tan probable es el daño, quién lo mide, quién lo paga y qué pasa cuando el operador incumple.
La Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos concluyó en su evaluación final de 2016 que las actividades del ciclo de agua del fracking pueden afectar recursos de agua potable bajo ciertas circunstancias, especialmente cuando hay extracción de agua en zonas de escasez, derrames, manejo inadecuado de aguas residuales o fallas en la integridad de pozos. Esa frase es importante porque no dice “siempre” ni “nunca”. Dice algo más incómodo: depende de la operación, de la geología y de la regulación.
En México no existe una prohibición federal absoluta, clara y operativa contra el fracking. Lo que existe es una mezcla de reglas técnicas, decisiones políticas, planes detenidos y mensajes públicos contradictorios.
En 2017, la Comisión Nacional del Agua publicó en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos para la protección y conservación de las aguas nacionales en actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en yacimientos no convencionales. Estos lineamientos establecen requisitos sobre uso, protección y conservación de aguas nacionales para proyectos no convencionales.
Pero en 2020, la propia Conagua aclaró que, aunque esos lineamientos existían, durante la administración de Andrés Manuel López Obrador no se autorizarían concesiones de agua para fracking. También precisó que esos lineamientos por sí solos no bastaban para aprobar proyectos; sería necesaria una normatividad específica dentro del marco regulatorio correspondiente.
La CNH, por su parte, ha mantenido atribuciones sobre perforación de pozos. La Ley de Hidrocarburos exige autorización para pozos exploratorios, aguas profundas y pozos tipo que se utilicen como modelo para desarrollo masivo de yacimientos no convencionales.
El resultado es un terreno gris: la técnica no desapareció del marco regulatorio, pero quedó contenida políticamente. Eso permitió que gobiernos dijeran “no habrá fracking” mientras los documentos técnicos seguían reconociendo yacimientos no convencionales, planes potenciales y necesidades de evaluación.
Andrés Manuel López Obrador hizo del rechazo al fracking una posición política. En 2023, incluso frenó una solicitud de Pemex para usar fracking en Veracruz, señalando públicamente que la instrucción era no permitir esa técnica. La CNH también afirmó que desde diciembre de 2018 no había autorizado pozos en yacimientos no convencionales que utilizaran fracturamiento hidráulico.
Claudia Sheinbaum heredó esa postura durante campaña. En marzo de 2024, dentro de sus compromisos, sostuvo que no se permitiría la explotación de hidrocarburos a partir del fracking. Ya como presidenta, reiteró que “no va a haber fracking”, aunque con matices sobre casos excepcionales y revisión de otras prohibiciones ambientales.
Después llegó el giro técnico: hablar de gas no convencional, yacimientos de geología compleja, nuevas tecnologías, reciclaje de agua, químicos biodegradables y agua no dulce.
Ese cambio de vocabulario importa. No porque toda innovación sea falsa, sino porque una tecnología ambientalmente sensible no debe entrar por la puerta de atrás del lenguaje. Si el proyecto requiere fracturar roca de baja permeabilidad para liberar gas o aceite, la discusión pública debe llamarlo por su nombre y exigir el mismo nivel de evidencia, permisos y monitoreo.
El Plan Estratégico 2025-2035 de Pemex reconoce que México tiene un potencial cercano a 64 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente en yacimientos de geología compleja, principalmente en Tampico-Misantla, Sabinas-Burro Picachos y Burgos.
La propia narrativa oficial evita poner “fracking” como centro del documento, pero la lógica técnica es clara: si se habla de yacimientos no convencionales o de muy baja permeabilidad, la extracción comercial usualmente requiere fracturamiento hidráulico u otras formas de estimulación intensiva.
La zona de mayor sensibilidad pública no está en el vacío. Está sobre regiones con acuíferos, agricultura, comunidades, infraestructura petrolera existente, inseguridad, pasivos ambientales y antecedentes de operación poco transparente.
| Región / cuenca | Estados involucrados | Tipo de potencial | Riesgo principal | Situación relevante |
|---|---|---|---|---|
| Burgos | Tamaulipas, Nuevo León, Coahuila | Gas seco y gas húmedo | Agua, seguridad, emisiones, manejo de residuos | Proyecto Misión-Burgos opera bajo contrato con inversión estimada de 591.9 millones de dólares |
| Tampico-Misantla | Veracruz, Puebla, Hidalgo, San Luis Potosí | Aceite ligero, gas y líquidos | Comunidades, contaminación histórica, agua, pasivos | Zona clave para yacimientos compactos y no convencionales |
| Sabinas-Burro Picachos | Coahuila, Nuevo León | Gas seco y gas asociado | Estrés hídrico, agua salada, minería, sismicidad | Potencial geológico, alta sensibilidad hídrica |
| Veracruz terrestre | Veracruz | Gas y condensados, convencionales y complejos | Derrames, conflictos comunitarios, reparación de daños | Casos denunciados en zonas petroleras y proyectos de gas terrestre |
| Norte industrial | Nuevo León, Tamaulipas, Coahuila | Demanda energética e infraestructura | Competencia por agua y aceptación social | Región estratégica por cercanía a ductos, industria y frontera |
No todo proyecto de gas en México es fracking. Ixachi, Quesqui o Lakach pertenecen a discusiones distintas. Pero sí ayudan a entender por qué el gobierno vuelve a mirar el gas no convencional: México necesita moléculas, electricidad firme, respaldo industrial y menor exposición a Texas.
El caso más claro en Burgos es Misión, una migración de Pemex con socio para exploración y extracción de gas en Nuevo León y Tamaulipas. La ficha oficial de Proyectos México lo registra como proyecto en operación, con un área de 1,692.75 km², contrato de producción compartida, vigencia hasta 2043 e inversión estimada de 591.9 millones de dólares, equivalentes a más de 11,425 millones de pesos con el tipo de cambio utilizado por SHCP para 2026.
También existen antecedentes de pozos no convencionales reportados por Pemex en 2019. La CNH informó entonces descubrimientos como Maxochitl-1EXP, Kaneni-1EXP, Pankiwi-1EXP y Semillal-1EXP, clasificados como terrestres no convencionales en reportes periodísticos basados en información del regulador.
La diferencia entre “activo”, “detenido” y “reactivable” es fundamental:
| Categoría | Qué significa | Ejemplo o zona | Riesgo de interpretación |
|---|---|---|---|
| Activo convencional o mixto | Opera o produce hidrocarburos, no necesariamente shale | Misión-Burgos | Confundir todo gas terrestre con fracking |
| No convencional evaluado | Pozo o área con potencial que requeriría estimulación intensiva | Maxochitl, Kaneni, Pankiwi, Semillal | Suponer producción comercial sin comprobarla |
| Detenido políticamente | Plan que pudo avanzar técnicamente, pero fue frenado por decisión pública | Solicitudes de Pemex durante sexenio AMLO | Creer que quedó prohibido legalmente |
| Reactivable | Área reconocida en planes estratégicos, sujeta a permisos, agua, inversión y licencia social | Tampico-Misantla, Burgos, Sabinas | Presentarla como riqueza segura |
| Alternativo | Proyecto de gas que no es shale pero compite por capital | Lakach, Ixachi, Macavil | Usarlo para justificar o negar fracking sin comparación económica |
El agua es el primer gran punto de conflicto. Un pozo fracturado puede requerir grandes volúmenes de agua, aunque el rango varía por geología, longitud lateral, número de etapas, tecnología y estrategia de reciclaje. El problema mexicano no es solo cuánta agua se usa por pozo, sino dónde se usa.
En regiones con estrés hídrico, sequía recurrente, agricultura o conflictos por abastecimiento urbano, un proyecto puede ser técnicamente viable y socialmente inviable. Nuevo León, Coahuila y Tamaulipas no pueden analizarse como simples polígonos energéticos. Son territorios donde el agua ya es un factor político, económico y electoral.
La promesa de usar agua residual tratada, agua salobre, agua congénita o agua de mina puede reducir presión sobre agua dulce. Pero esa promesa necesita convertirse en obligación medible:
Balance hídrico por cuenca: cuánto se extrae, de dónde y durante qué temporada.
Prohibición efectiva de usar agua potable o agrícola en zonas críticas: no solo recomendación.
Medición en tiempo real: medidores certificados y datos públicos por pozo.
Trazabilidad del agua de retorno: volumen recuperado, tratado, reciclado, reinyectado o dispuesto.
Auditoría independiente: no basta el reporte del operador.
Si el agua se convierte en una caja negra, el fracking perderá cualquier posibilidad de legitimidad. Y con razón.
Los defensores del fracking suelen decir que el fluido de fractura contiene principalmente agua y arena, con una proporción pequeña de aditivos. Eso puede ser cierto en términos porcentuales. Pero una proporción pequeña puede representar miles de litros de sustancias si el volumen total es muy alto.
Los químicos pueden cumplir funciones distintas: reducir fricción, controlar bacterias, evitar corrosión, ajustar pH, transportar arena o mejorar la recuperación. El riesgo no está únicamente en que existan aditivos. Está en que no se conozcan con precisión, que se declaren como secretos industriales, que se almacenen mal, que se derramen o que regresen mezclados con compuestos de la formación.
El agua de retorno puede contener no solo los aditivos inyectados, sino sales, hidrocarburos, metales, compuestos orgánicos y elementos naturales movilizados desde la roca. Por eso no debe tratarse como “agua sucia” genérica. Es un residuo industrial complejo.
| Etapa | Riesgo químico | Qué debería exigirse |
|---|---|---|
| Preparación del fluido | Uso de aditivos peligrosos o no declarados | Lista pública de sustancias, concentración y función |
| Transporte | Derrames en caminos o patios | Manifiestos digitales, rutas y seguros ambientales |
| Almacenamiento | Fugas en contenedores o presas | Contención secundaria y monitoreo |
| Retorno | Mezcla con sales, metales e hidrocarburos | Caracterización química lote por lote |
| Tratamiento | Simulación de reciclaje o descarga irregular | Auditoría, trazabilidad y sanciones |
| Disposición final | Inyección o abandono sin control | Permisos, presión, volumen y monitoreo sísmico |
Hablar de “químicos biodegradables” puede sonar tranquilizador, pero no sustituye la obligación de publicar composiciones, toxicidad, volúmenes y destino final. En materia ambiental, la confianza se construye con datos, no con adjetivos.
Uno de los debates más mal explicados es el de los sismos. La fractura hidráulica puede generar microseismicidad, normalmente de baja magnitud, asociada al rompimiento de la roca. Pero los sismos sentidos por comunidades suelen vincularse con mayor frecuencia a la inyección de aguas residuales en pozos profundos, no necesariamente al instante de fracturar.
El Servicio Geológico de Estados Unidos explica que los sismos sentidos causados directamente por fractura hidráulica son raros, pero que las aguas residuales de pozos fracturados pueden inducir sismos cuando se inyectan en pozos profundos; la inyección de disposición dura más tiempo y maneja más volumen que la operación de fractura.
Esto no minimiza el riesgo. Lo ubica donde debe estar: en el diseño de disposición de residuos, en la presión de inyección, en fallas geológicas cercanas, en el historial sísmico y en la vigilancia.
En México, el caso de Los Ramones, Nuevo León es relevante porque llegó a la Comisión para la Cooperación Ambiental. En 2018, un habitante presentó una petición señalando que México no estaba aplicando efectivamente su legislación ambiental respecto a operaciones de fractura hidráulica de Pemex iniciadas alrededor de julio de 2013, y alegó aumento de actividad sísmica y disminución de calidad del agua en pozos domésticos.
Esa petición no prueba por sí sola causalidad plena, pero sí prueba algo institucionalmente grave: hubo comunidades que sintieron daño, recurrieron a instancias internacionales y no encontraron una respuesta nacional suficientemente clara, pública y concluyente.
México no necesita imaginar un escenario de mala operación petrolera. Ya tiene una historia de derrames, pasivos, fugas, litigios comunitarios y reparación insuficiente. Ese antecedente pesa sobre cualquier debate de fracking.
En zonas petroleras de Veracruz, se han documentado reclamos comunitarios por contaminación, derrames, afectaciones a cultivos, agua y salud, así como falta de compensación o reparación suficiente en localidades expuestas a operaciones petroleras históricas.
Aquí hay que ser precisos: no todo derrame petrolero es fracking. No toda contaminación de una zona petrolera proviene de fractura hidráulica. Pero para la comunidad afectada, esa distinción técnica no borra el problema central: si el Estado no ha logrado reparar bien daños convencionales, ¿por qué debería confiarse en que supervisará impecablemente una técnica más compleja, intensiva y territorialmente dispersa?
El fracking no puede evaluarse en un laboratorio institucional ideal. Debe evaluarse en el México real: con capacidades limitadas de inspección, presupuestos públicos presionados, dependencia fiscal de Pemex, conflictos de interés, inseguridad en rutas y comunidades que muchas veces se enteran tarde.
El gas natural emite menos CO₂ que carbón o combustóleo cuando se quema para generar electricidad. Pero esa ventaja se deteriora si hay fugas de metano a lo largo de la cadena.
El metano tiene un poder de calentamiento mucho mayor que el CO₂ en el corto plazo. En operaciones de gas, puede liberarse por fugas, venteo, quema, combustión incompleta, fallas en válvulas, compresores, ductos, tanques o equipos de separación.
La Agencia Internacional de Energía advierte que la quema y el venteo rutinario generan emisiones relevantes de CO₂, metano y otros contaminantes. También señala que el venteo es más dañino que la quema y que la eliminación de quema rutinaria es una meta crítica hacia 2030.
Si México reactiva yacimientos no convencionales sin medición robusta de metano, podría vender el proyecto como “soberanía energética” mientras acumula un pasivo climático invisible.
La regla mínima debería ser clara:
Medición obligatoria de metano antes, durante y después de la operación.
Monitoreo satelital, aéreo y terrestre en zonas productoras.
Prohibición de venteo rutinario.
Quema solo en casos operativos justificados y reportados.
Reparación obligatoria de fugas con plazos verificables.
Publicación por instalación, no solo por empresa.
Sin eso, el gas nacional no sería necesariamente más limpio. Solo sería más cercano.
El fracking vuelve a la conversación por una razón sencilla: México depende demasiado del gas importado de Estados Unidos. Esa dependencia no es solo económica; es eléctrica, industrial y geopolítica.
El beneficio potencial de desarrollar recursos no convencionales no está en “hacernos ricos” automáticamente. Está en crear una opción adicional dentro del portafolio energético:
Reducir parcialmente el crecimiento de importaciones de gas.
Crear producción cercana a zonas industriales del norte y noreste.
Desarrollar proveedores nacionales de perforación, cementación, agua, monitoreo y servicios.
Generar empleo especializado en regiones productoras.
Aumentar la resiliencia frente a interrupciones desde Texas.
Aprovechar infraestructura existente o subutilizada.
Obtener líquidos asociados en ciertas zonas, lo que puede mejorar la economía del pozo.
El problema es que esos beneficios no son automáticos. Dependen de productividad real, costos de perforación, precios del gas, acceso a agua, seguridad, ductos, permisos, aceptación comunitaria y fiscalidad.
Si un pozo produce poco, declina rápido y requiere subsidios ocultos, no fortalece la soberanía. La debilita.
El debate público suele comparar el precio del gas importado contra el costo de producir gas nacional. Esa comparación es insuficiente. Hay que sumar externalidades.
| Concepto | Si se desarrolla fracking sin control | Si se prohíbe o se bloquea sin alternativa |
|---|---|---|
| Agua | Competencia local, extracción irregular, contaminación | Menor riesgo local directo |
| Energía | Mayor producción nacional si los pozos son productivos | Mayor dependencia de importaciones |
| Electricidad | Más respaldo para generación con gas | Vulnerabilidad ante cortes o precios externos |
| Comunidades | Tráfico, ruido, ocupación territorial, conflictos | Menor presión industrial local |
| Emisiones | Riesgo de metano si no se mide | Emisiones se desplazan a la cadena importada |
| Finanzas públicas | Riesgo de capital mal asignado | Pérdida de renta potencial y empleos |
| Regulación | Exige supervisión sofisticada | Evita carga institucional inmediata |
| Seguridad nacional | Diversifica suministro | Mantiene exposición a Texas |
| Reputación ESG | Riesgo alto si hay opacidad | Riesgo de incoherencia por importar gas fracturado |
| Pasivos | Abandono de pozos, remediación futura | Menor pasivo extractivo nacional |
La conclusión no es “hacer fracking” ni “no hacerlo”. La conclusión es que México necesita una metodología pública para comparar costos energéticos, ambientales, sociales y climáticos.
Si México decide avanzar hacia pruebas o desarrollos acotados, no debería hacerlo con permisos opacos ni bajo eufemismos. Debería crear un régimen reforzado, por encima de la regulación petrolera ordinaria.
Línea base ambiental: agua, aire, suelo, salud y sismicidad antes de operar.
Consentimiento y participación comunitaria: no solo reuniones informativas.
Registro público por pozo: ubicación, operador, permiso, formación, volumen de agua, químicos y estado operativo.
Balance hídrico regional: con límites por acuífero y temporada.
Monitoreo sísmico: red local antes de iniciar inyección y protocolo de semáforo.
Control de metano: medición continua, reporte público y sanciones.
Trazabilidad de residuos: manifiestos digitales desde pozo hasta destino final.
Garantías financieras: dinero reservado para abandono, remediación y daños.
Seguro ambiental: suficiente para cubrir escenarios graves.
Auditoría independiente: con datos abiertos y verificables.
Sin estas condiciones, el fracking en México no sería una política energética. Sería una apuesta a ciegas.
El eje ESG obliga a cambiar la pregunta. No basta con preguntar si el fracking puede producir gas. Hay que preguntar quién absorbe los impactos ambientales, sociales y de gobernanza.
En un escenario mal diseñado, el operador captura ingresos, el Estado presume producción y la comunidad carga con el polvo, el tránsito, el ruido, la incertidumbre hídrica o la pérdida de valor de su tierra. Ese modelo es el que vuelve tóxica cualquier política energética.
Un proyecto ESG serio tendría que demostrar cinco cosas antes de perforar:
Que el agua no compromete consumo humano, agricultura ni ecosistemas.
Que las comunidades conocen el proyecto, sus riesgos y sus mecanismos de compensación.
Que los químicos, residuos y emisiones serán públicos y auditables.
Que hay dinero garantizado para remediar daños, no solo promesas.
Que el regulador puede detener operaciones en caso de incumplimiento.
Sin esos elementos, el fracking no sería una estrategia de seguridad energética. Sería una transferencia de riesgo hacia territorios con menor poder de negociación.
No existe una prohibición federal absoluta y plenamente operativa. Hubo compromisos políticos para no permitirlo y se frenaron autorizaciones, pero el marco técnico no desapareció. Conagua publicó lineamientos de agua en 2017 y después señaló que no autorizaría concesiones para fracking durante el gobierno de AMLO. Pemex volvió a incluir yacimientos de geología compleja en su Plan Estratégico 2025-2035.
No hay un solo riesgo. Los más relevantes son uso de agua en zonas con estrés hídrico, fallas de integridad de pozos, derrames, mal manejo del fluido de retorno, disposición de aguas residuales, emisiones de metano, tráfico pesado, afectación comunitaria y abandono deficiente de pozos.
Puede generar microseismicidad durante la fractura, pero los sismos sentidos suelen asociarse más con la inyección de aguas residuales en pozos profundos. El riesgo depende de fallas geológicas, volumen, presión, duración de la inyección y monitoreo.
Sí hay antecedentes y denuncias relevantes. El caso de Los Ramones, Nuevo León, llegó en 2018 a la Comisión para la Cooperación Ambiental por alegatos de afectaciones ambientales y sísmicas relacionadas con operaciones de fractura hidráulica. También hay reportes sobre pozos no convencionales de Pemex en 2019 y denuncias comunitarias en zonas petroleras de Veracruz. En varios casos, el problema no es solo el daño denunciado, sino la falta de información pública concluyente sobre investigación, sanción y reparación.
Podría aportar producción nacional de gas, empleo especializado, proveedores locales y mayor seguridad energética. Pero esos beneficios dependen de que los pozos sean productivos, que el costo sea competitivo y que los impactos ambientales se controlen. No basta con decir “soberanía energética”.
Porque el gas de Texas viene de una industria madura, con infraestructura, proveedores, ductos y precios competitivos. México no desarrolló una cadena comparable de shale y mantuvo el tema políticamente bloqueado. Además, recurso prospectivo no equivale a reserva comercial.
Se puede reducir el uso de agua dulce mediante reciclaje, agua residual tratada, agua salobre o tecnologías alternativas. Pero reducir no significa eliminar. Cada proyecto debe demostrar con datos públicos de dónde saldrá el agua, cuánto se usará y qué pasará con el fluido de retorno.
Transparencia por pozo, medición de agua, químicos, metano, sismicidad, residuos, reparación de daños, consulta comunitaria, garantías financieras y auditoría independiente. Un proyecto no puede llamarse sustentable solo porque use palabras como reciclaje o químicos biodegradables.
El fracking no se vuelve seguro porque lo diga Pemex. Tampoco se vuelve imposible porque lo rechace una consigna política. Su viabilidad depende de una combinación difícil: geología productiva, economía razonable, regulación fuerte, agua disponible, comunidades informadas, medición ambiental y sanciones que realmente duelan.
México ya cometió un error: discutir durante años si el fracking existía o no existía, si estaba prohibido o no prohibido, si se llamaba fractura hidráulica o yacimiento de geología compleja. Ese debate semántico permitió que el país evitara la pregunta de fondo.
La pregunta correcta es más dura: ¿tiene México instituciones capaces de autorizar, vigilar, detener, sancionar y reparar una industria de alto riesgo territorial?
Si la respuesta es no, reactivar el fracking sería irresponsable.
Si la respuesta quiere ser sí, entonces el país necesita construir primero las reglas, los datos, los monitores, los fondos de reparación y la transparencia. No después del primer accidente. Antes del primer permiso relevante.
Porque el verdadero riesgo del fracking en México no está solo bajo la tierra. Está en la superficie: en la opacidad, en la improvisación, en la mala supervisión y en la tentación política de vender como solución energética lo que todavía no ha demostrado ser una política pública confiable.
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