Investigación sobre el riesgo territorial en ductos de hidrocarburos en México. Un análisis del midstream donde derecho de vía, huachicol, integridad y continuidad operativa convierten ciertos tramos en activos cada vez más difíciles de sostener.
Hay ductos que en el papel siguen siendo activos estratégicos y en la práctica se convierten en corredores de desgaste. No porque el acero haya dejado de servir, sino porque el territorio ya no coopera. El problema central del midstream mexicano no siempre está en la capacidad instalada, ni siquiera en la presión, el caudal o la ingeniería de bombeo. Cada vez con mayor frecuencia, el verdadero punto de quiebre aparece cuando la operación depende de atravesar zonas donde el derecho de vía está invadido, la vigilancia es costosa, la reparación expone al personal y la continuidad del servicio se vuelve una apuesta diaria.
Ese es el ducto que nadie quiere operar. No necesariamente el más largo, ni el más viejo, ni el menos rentable. Es el ducto que carga un riesgo territorial tan alto que cualquier incidente técnico deja de ser solo un tema de integridad y se convierte en un conflicto operativo, de seguridad, financiero y reputacional al mismo tiempo.
En México, este ángulo ya no puede tratarse como hipótesis. Pemex reconoció en su información financiera que las acciones del gobierno para reducir el mercado ilícito de combustibles no habían producido una mejora sostenida en años recientes y reportó 14,890 tomas ilícitas en ductos en 2023. En el mismo documento advirtió que sus instalaciones están expuestas a sabotaje, bloqueos y otros actos intencionales que pueden afectar producción, procesamiento y transporte, con impacto directo sobre sus resultados y su situación financiera.
La lectura técnica es incómoda, pero necesaria. Operar un ducto en territorio hostil implica administrar un sistema donde el riesgo ya no entra únicamente por corrosión, fatiga o pérdida de espesor. También entra por la geografía criminal, la ocupación irregular de franjas de seguridad, la dificultad de acceso para mantenimiento, la presión social sobre comunidades de paso y la posibilidad de que una cuadrilla de atención llegue tarde, incompleta o bajo condiciones inseguras. Pemex lo reconoce de forma operativa al señalar que sus ductos están sujetos a deterioros ambientales y operacionales y que, cuando se detectan daños, fugas o tomas clandestinas, debe realizarse una evaluación para definir acciones predictivas, preventivas o correctivas.
Durante años, buena parte de la conversación pública sobre ductos se concentró en la integridad física de la infraestructura. Esa conversación sigue siendo válida, pero hoy es insuficiente. Lo que cambió fue el entorno de operación. El ducto ya no cruza solamente suelo. Cruza economías locales informales, corredores delictivos, disputas de control regional y zonas donde la presencia institucional es irregular. En esas condiciones, la operación deja de ser una disciplina puramente técnica y se vuelve gestión territorial.
Eso explica por qué ciertos tramos se vuelven extraordinariamente caros de sostener aun cuando siguen siendo estratégicos. El costo no está solo en mover el producto. Está en custodiar el paso, reparar el daño, contener la fuga, reponer el inventario, documentar el incidente, negociar accesos, proteger al personal y restablecer la continuidad sin amplificar el conflicto. Reforma reportó que entre 2014 y 2025 Pemex destinó al menos 6 mil millones de pesos a inhabilitar ductos afectados por tomas clandestinas, sin contar las pérdidas por producto extraído ni el daño ambiental. Entre enero y julio de 2025 la empresa había registrado 5,400 tomas clandestinas en su red.
Cuando un ducto entra en esta lógica, la pregunta ya no es si técnicamente puede seguir operando. La pregunta relevante es bajo qué condiciones reales sigue siendo operable.
Aquí está una de las confusiones más costosas del sector. Muchas organizaciones siguen tratando el riesgo territorial como una variable externa, casi como si fuera un inconveniente alrededor del negocio. No lo es. En midstream, el riesgo territorial es un componente del riesgo operativo.
Si un equipo no puede ingresar con seguridad a un tramo para inspección o reparación, eso ya es un problema de operación. Si el derecho de vía se encuentra invadido o disputado, eso ya es un problema de continuidad. Si un ducto pasa por corredores donde la extracción ilegal se ha profesionalizado, eso ya es un problema de integridad, costos y confiabilidad. La operación no falla solamente cuando se rompe el ducto. Falla cuando el entorno impide administrarlo con control.
La propia regulación mexicana empuja en esa dirección. La NOM 009 ASEA 2017 establece la administración de la integridad de ductos de recolección, transporte y distribución de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos. La NOM 020 ASEA 2024 actualizó el marco para transporte terrestre de gas natural por ductos. Más allá de sus diferencias técnicas, el mensaje de fondo es el mismo. La integridad no se sostiene con una visión limitada al tubo. Requiere gestión sistemática del riesgo a lo largo de toda la operación.
Uno de los errores más frecuentes en la planeación energética es suponer que la inviabilidad aparece solo cuando un activo deja de funcionar. En transporte de hidrocarburos, eso rara vez ocurre así. La inviabilidad suele instalarse mucho antes, en silencio, mediante una combinación de eventos recurrentes que no detienen por completo el sistema, pero lo hacen progresivamente más caro, más frágil y menos defendible.
Primero sube la vigilancia. Luego aumentan las inspecciones extraordinarias. Después se elevan los tiempos muertos, las maniobras de aislamiento, la reparación de piquetes, la presión financiera y la exposición pública. El ducto sigue “operando”, pero cada mes cuesta más sostenerlo y cada incidente revela que la operación real depende menos del diseño original y más de la tolerancia al riesgo del operador.
La evidencia económica del huachicol confirma esa degradación. La Jornada reportó, con base en el reporte de resultados de Pemex, pérdidas de 20,428 millones de pesos en 2024 por robo de combustibles. Para el primer semestre de 2025, otro reporte periodístico con cifras oficiales de la petrolera ubicó las pérdidas en 13,122 millones, 37 por ciento más que en el mismo periodo del año anterior.
Ese dinero no expresa solo producto perdido. Expresa tramos difíciles de asegurar, sistemas vulnerables, operación bajo presión y una infraestructura que se desgasta física y territorialmente al mismo tiempo.
El riesgo territorial no está distribuido de forma homogénea. También tiene geografía. Un reporte periodístico reciente identificó tres franjas donde el huachicol se concentra y se reconfigura, con especial peso del corredor Hidalgo, Guanajuato y Jalisco, además de Puebla, Veracruz y Nuevo León.
Este dato importa por una razón de fondo. El ducto problemático no es una abstracción. Tiene ubicación, contexto, actores, historial de eventos y patrones repetibles. La operación avanzada ya no puede conformarse con promedios nacionales. Necesita lectura por corredor, por nodo, por tramo y por comunidad de paso. En otras palabras, necesita inteligencia territorial.
Ese mismo cambio de enfoque aparece, de manera indirecta, en las prioridades de contratación pública. En su programa anual de adquisiciones 2026, CENAGAS contempló recursos para un sistema de gestión de riesgo e integridad geográfica de los gasoductos de gas natural. La señal es relevante: incluso desde el operador técnico del sistema, la geografía dejó de ser un simple mapa y pasó a ser parte del modelo de control.
En mercados maduros, un activo con alto riesgo y baja gobernabilidad se reconfigura, se sustituye o se retira. En sistemas con restricciones fiscales, alta dependencia logística y presión de abasto, la salida suele ser otra: el ducto se sobreadministra. Se le mete más vigilancia, más control documental, más atención reactiva, más reparaciones provisionales y más justificaciones operativas. Se vuelve un activo sostenido por esfuerzo, no por estabilidad.
Ese modelo puede contener el problema por un tiempo, pero no lo resuelve. Y además produce una distorsión estratégica. La dirección cree que está operando infraestructura. En realidad está administrando una excepción permanente.
Por eso el riesgo territorial es una cuestión de operación avanzada. Obliga a responder preguntas que la ingeniería sola no resuelve. ¿Qué tramo merece rehabilitación y cuál exige rediseño operativo? ¿Dónde la continuidad depende de acuerdos territoriales y no solo de mantenimiento? ¿En qué punto el costo de defender el derecho de vía supera la ventaja logística del ducto? ¿Cuánto inventario alterno necesita el sistema para sobrevivir a interrupciones recurrentes? ¿Qué corredores exigen un modelo distinto de monitoreo, cuadrillas y evidencia regulatoria?
La energía que se transporta puede ser estratégica. El ducto que la mueve también. Pero en el México actual, el activo decisivo es otro: la capacidad de gobernar la ruta. Sin esa capacidad, el tubo existe, pero la operación se encarece, se improvisa y se expone.
Ese es el fondo del problema. El ducto que nadie quiere operar no es simplemente un ducto riesgoso. Es un ducto cuya gobernabilidad territorial se ha deteriorado hasta el punto de poner en duda su promesa logística. Y cuando eso ocurre, el operador deja de administrar flujo y empieza a administrar fragilidad.
Ahí es donde una capa de control como RegulaOps deja de ser un accesorio de cumplimiento y se convierte en instrumento operativo. Porque el operador que quiera sobrevivir en corredores complejos necesita más que reportes aislados. Necesita ver, en una misma lectura, integridad, incidentes, obligaciones, evidencia, criticidad por tramo y señales tempranas de deterioro territorial. El reto ya no es solo mover hidrocarburos. El reto es sostener la operación donde el territorio ya no garantiza obediencia.
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