Un comité de decenas de especialistas convocado por el gobierno federal entregó en agosto de 2026 su primer diagnóstico sobre la posibilidad de extraer gas en yacimientos no convencionales en el norte del país. Entre las voces técnicas del grupo está Alma América Porres, ingeniera geofísica egresada de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), doctora en Geofísica Aplicada por la Universidad de Burdeos y excomisionada de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) durante 12 años, hasta 2022-2023. La especialista sostiene que la tecnología del fracturamiento hidráulico ha cambiado tanto en el último lustro que ya no puede compararse con la de hace 15 años.

El planteamiento se da en un contexto de fuerte dependencia energética: entre 70 y 75 % del gas natural que consume México se importa de Estados Unidos, y una parte mayoritaria de ese volumen proviene precisamente de yacimientos no convencionales estadounidenses. Ese dato es el que impulsó a la presidenta Claudia Sheinbaum a integrar un grupo de asesores técnicos y científicos para valorar, sin comprometerse todavía a autorizar proyectos, si México podría replicar parte de esa producción con menores riesgos ambientales.

Qué encontró el comité científico sobre soberanía energética

El grupo de trabajo, integrado por especialistas de instituciones como la propia UNAM, presentó su primer informe con una estimación de recursos prospectivos de gas no convencional de 141.5 billones de pies cúbicos en tres cuencas del país. Se trata de una cifra que refleja una posibilidad geológica y no una reserva confirmada; para saber cuánto de ese volumen es realmente aprovechable haría falta perforar pozos exploratorios y de monitoreo.

El comité recomendó descartar por completo la cuenca Tampico-Misantla, que se extiende entre Veracruz, el sur de Tamaulipas y zonas de San Luis Potosí y Puebla, por razones ambientales y de conflictividad social. En cambio, planteó continuar evaluando las cuencas de Burgos, en Tamaulipas, y Sabinas-Burro-Picachos, entre Coahuila y Nuevo León. Cualquier avance, subrayaron los expertos, deberá ir acompañado de consulta previa a las comunidades, monitoreo científico independiente y una regla no negociable: nada de agua dulce. Los pozos tendrían que abastecerse con agua salada de formaciones profundas no aptas para consumo humano ni agrícola, dado que cada perforación puede requerir decenas de miles de metros cúbicos de líquido.

Cómo cambió la tecnología del fracking en cinco años, según la experta

Porres centró buena parte de su intervención en explicar por qué, a su juicio, la discusión sobre el fracking ya no puede basarse en los estándares de hace década y media. Según la especialista, perforar y completar un pozo no convencional llegó a costar entre 38 y 50 millones de dólares en sus primeras etapas, mientras que en Estados Unidos el costo actual ronda los 8 a 10 millones, una caída cercana al 80 %. Citó además rangos de 8 a 12 millones de dólares en Canadá y de 13 a 15 millones en Argentina.

Esa tendencia coincide con lo que documenta la industria del shale a nivel global: mejoras en el diseño de los pozos, laterales más largos, más etapas de fractura por jornada y mayor automatización redujeron de forma sostenida el costo por pozo desde el auge de 2010-2014. En cuencas maduras como la Permian, en Texas, los costos actuales suelen ubicarse entre 8 y 12 millones de dólares, aunque en México las estimaciones independientes son algo más altas —entre 8 y 15 millones— por la falta de infraestructura y experiencia local acumulada.

La ingeniera también describió avances en los tiempos de ejecución: procesos que antes tomaban hasta 35 días hoy se resuelven en un rango de 8 a 20 días, con hasta 10 etapas de fractura diarias frente a 3 en el pasado. Asimismo, mencionó que la profundidad horizontal alcanzable pasó de alrededor de 1,500 metros a cifras cercanas a los 5,000 metros, lo que permite un mayor contacto con la roca productora y, en teoría, mejor rendimiento por pozo perforado.

Los riesgos y las condiciones que exige el gobierno mexicano

Ni el comité ni la propia mandataria han presentado la evaluación como una autorización automática para iniciar proyectos. La presidenta Claudia Sheinbaum ha insistido en que el primer paso será perforar pozos de monitoreo para confirmar si en las cuencas restantes existe suficiente agua salada profunda, separada de los acuíferos de uso humano, antes de considerar cualquier etapa productiva. El gobierno federal también se comprometió a mantener al comité como órgano asesor permanente, publicar los estudios técnicos y realizar consultas públicas en las zonas con comunidades cercanas. Puede seguirse la actividad institucional a través de los canales oficiales de la Secretaría de Energía y de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Persisten, sin embargo, varios factores que los propios especialistas reconocen como pendientes. Los recursos citados son prospectivos, no reservas probadas, por lo que se requieren campañas piloto para determinar qué tan recuperable es el gas en la práctica. Alcanzar una producción capaz de mover la balanza de las importaciones exigiría miles de pozos a lo largo de una década, junto con inversión en infraestructura de recolección, tratamiento de agua y caminos de acceso. A esto se suman riesgos que la tecnología moderna reduce pero no elimina por completo, como la sismicidad inducida, la integridad de los pozos a largo plazo y el manejo responsable del agua salada extraída.

Lo que implica para Tabasco y el sur del país

Aunque las cuencas evaluadas están en el norte de México, la discusión energética tiene un peso particular para entidades como Tabasco, históricamente ligadas a la producción convencional de hidrocarburos a través de Petróleos Mexicanos. Un eventual aumento de la producción nacional de gas —convencional o no convencional— forma parte de la estrategia más amplia de Sheinbaum para reducir la dependencia de importaciones, un objetivo que la propia presidenta ha dicho que tomará entre 10 y 15 años en materializarse y que no descansará en una sola fuente, sino en la combinación de eficiencia energética, renovables y mayor producción nacional.

El debate que apenas comienza

El diagnóstico presentado en agosto de 2026 no cierra el debate sobre el fracking en México: lo reabre bajo nuevas condiciones técnicas y ambientales. La evolución tecnológica que describe Alma Porres es consistente con lo que ha documentado la industria del shale en otros países, pero replicarla en territorio mexicano implicará resolver retos de infraestructura, financiamiento y aceptación social que no se resuelven solo con mejores taladros. Por ahora, el gobierno federal optó por avanzar con pasos medidos: primero confirmar si hay agua, después si hay gas, y solo entonces, dicen las propias autoridades, decidir si conviene ir más allá.

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Ciudad de México.- La presidenta Claudia Sheinbaum informó, durante su conferencia matutina en Palacio Nacional, que su gobierno aceptó la primera recomendación entregada por el Comité Científico sobre Soberanía Energética y Yacimientos de Gas Natural No Convencional: prohibir mediante decreto cualquier actividad de fracturación hidráulica co,nocida popularmente como fracking, en la cuenca Tampico-Misantla, una franja que se extiende por el norte de Veracruz, el sur de Tamaulipas y porciones de la Huasteca en San Luis Potosí, Hidalgo y Puebla. “Vamos a decretar que en esa cuenca no”, afirmó la mandataria al presentar las diez primeras conclusiones preliminares de un grupo de especialistas que la propia presidenta convocó meses atrás para determinar si México puede explotar sus reservas de gas no convencional sin repetir los daños ambientales asociados a esta técnica en otros países.

El anuncio marca un punto de inflexión en la postura oficial frente al fracking, una técnica que tanto Sheinbaum como su antecesor, Andrés Manuel López Obrador, habían descartado abiertamente en el pasado. La mandataria explicó que la decisión de excluir a Tampico-Misantla del análisis obedece a la alta densidad poblacional de la zona, a la presencia de comunidades indígenas y campesinas, y a las características de los ecosistemas locales, factores que, según los propios expertos convocados por el gobierno, harían inviable cualquier proyecto de este tipo en la región.

Qué es el Comité Científico sobre Soberanía Energética

El Comité de Científicos y Especialistas para el Análisis de Explotación de Gas Natural No Convencional fue presentado en abril de 2026 como parte de la Estrategia para Fortalecer la Soberanía Energética, según detalló en su momento la propia Presidencia de la República. El grupo está integrado por investigadores de instituciones como la Universidad Nacional Autónoma de México, el Instituto Politécnico Nacional, la Universidad Autónoma Metropolitana, el Instituto Mexicano de Tecnología del Agua y el Instituto Mexicano del Petróleo, con especialidades que van de la hidrogeología y la ingeniería petrolera hasta el tratamiento de aguas residuales y la geomecánica.

Sheinbaum encomendó a este grupo académico una tarea puntual: determinar si existen condiciones técnicas, hídricas y ambientales para aprovechar los yacimientos de gas no convencional del país mediante métodos con menor impacto que los empleados tradicionalmente en la industria, entre ellos el reciclaje intensivo de agua y el uso de químicos menos agresivos o biodegradables. La mandataria subrayó que se trata de un ejercicio inédito para el país, al incorporar directamente a la academia en una decisión de política energética de este calado, y remarcó que la etapa actual corresponde únicamente a la evaluación científica y técnica, sin que exista todavía una autorización para explotar comercialmente estos yacimientos.

El veto a la cuenca Tampico-Misantla y sus razones

De acuerdo con las conclusiones preliminares presentadas este 6 de agosto, el comité recomendó de manera expresa prohibir la extracción de gas de yacimientos no convencionales en la cuenca Tampico-Misantla. Sheinbaum detalló que la región no se limita a Veracruz, sino que también abarca el sur de Tamaulipas, la Huasteca potosina y parte de la sierra norte de Puebla, zonas que calificó como densamente pobladas y con condiciones ambientales y sociales que, a juicio de los especialistas, desaconsejan cualquier intervención de este tipo.

La mandataria explicó que el criterio central para excluir esta cuenca fue el tipo de ecosistemas presentes, la cantidad de habitantes en la zona y la fragilidad social y ambiental de la región. Organizaciones civiles han señalado durante años que la Huasteca concentra una proporción significativa de hablantes de lenguas indígenas —principalmente náhuatl, tének y totonaco— además de amplias extensiones de propiedad ejidal y comunal, lo que ha alimentado durante casi una década movimientos locales que se han autodeclarado territorios libres de fracking. Estos colectivos han insistido en que cualquier proyecto extractivo en la región debería someterse a consulta previa, libre e informada, en línea con los estándares que marca el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo sobre pueblos indígenas y tribales.

Agua salada, condiciones técnicas y las cuencas del norte

Para las cuencas donde el comité sí contempla avanzar en la evaluación, el documento fija una condición que el propio grupo de especialistas calificó como innegociable: bajo ninguna circunstancia deberá utilizarse agua dulce, ya sea superficial o subterránea, dado que ese recurso debe reservarse para el consumo humano, la agricultura y la ganadería. En su lugar, cualquier proyecto tendría que depender exclusivamente de agua salada localizada en formaciones profundas, de entre mil y mil quinientos metros, cuya salinidad la vuelve inservible para el consumo humano o agropecuario.

Los especialistas recomendaron que, antes de autorizar cualquier extracción, se perforen pozos exploratorios para confirmar que esos cuerpos de agua salada no tienen conexión con los acuíferos de agua dulce cercanos, y establecieron que al menos tres cuartas partes del agua empleada en cada proyecto deberá reutilizarse o reciclarse. El comité también documentó que un solo pozo de fracturación hidráulica puede llegar a consumir entre 50 mil y 70 mil metros cúbicos de agua, cifra que ilustra la magnitud de la exigencia hídrica que este tipo de explotación implicaría incluso en formaciones de agua salada.

Bajo estos parámetros, las cuencas que permanecen abiertas a una exploración preliminar son Sabinas-Burro-Picachos, entre Coahuila y Nuevo León —considerada por el panel la de mayor potencial—, y Burgos, en el noreste de Tamaulipas. El Instituto Mexicano de Tecnología del Agua tendrá a su cargo la perforación de pozos de exploración hidrogeológica para verificar tanto la disponibilidad de agua salada como la presencia efectiva de gas en esas formaciones.

Las diez recomendaciones preliminares del comité

El paquete de conclusiones presentado por la presidenta incluye, además del veto a Tampico-Misantla y las condiciones sobre el agua, un conjunto de lineamientos orientados a reducir la dependencia energética del país sin recurrir de inmediato a la explotación no convencional. Entre ellos destacan acelerar la incorporación de fuentes renovables a la generación eléctrica, impulsar programas nacionales de eficiencia energética, incrementar la producción de gas convencional y eliminar la quema del gas asociado que actualmente se desperdicia en campos petroleros.

El comité también planteó aplicar mejores prácticas en el manejo de residuos para reducir impactos ambientales, realizar consultas previas, libres e informadas con las comunidades de cualquier zona de influencia antes de iniciar actividades de producción, incentivar a proveedores locales para generar empleo regional y establecer un sistema de monitoreo científico independiente que dé seguimiento a la integridad de los acuíferos, el balance hídrico, la actividad sísmica y la protección de los ecosistemas en las áreas donde eventualmente se autorice algún proyecto.

La dependencia energética y el giro respecto a AMLO

El trasfondo de esta discusión es la creciente dependencia de México frente a las importaciones de gas natural procedente de Estados Unidos, un país donde la fracturación hidráulica es una técnica ampliamente extendida y responsable de una parte mayoritaria de su producción de hidrocarburos. El propio gobierno de Sheinbaum ha reconocido que reducir esa dependencia de forma inmediata no es viable, ya que los contratos de suministro vigentes con proveedores estadounidenses están garantizados y el gas natural resulta indispensable para prácticamente todas las cadenas productivas del país.

Este giro contrasta con la postura que mantuvo López Obrador durante su sexenio, quien restringió el uso de técnicas de estimulación hidráulica en los proyectos de Petróleos Mexicanos, así como con las propias promesas de campaña de Sheinbaum, quien en el pasado se pronunció en contra del fracking cuando encabezaba movimientos en defensa del petróleo nacional. La mandataria ha planteado ahora que existen tecnologías distintas a las empleadas tradicionalmente en la industria, con menor impacto ambiental, y ha insistido en que la meta de fondo es la soberanía energética, no la apertura irrestricta a la explotación de hidrocarburos no convencionales.

Reacciones de organizaciones ambientalistas y comunidades

La Alianza Mexicana Contra el Fracking, que agrupa a decenas de colectivos ambientalistas y organizaciones comunitarias, ha rechazado de manera reiterada la idea de que exista una versión “sustentable” de esta técnica. La organización ha advertido que ni el reciclaje de agua ni el uso de químicos alternativos eliminan por completo los riesgos de contaminación de acuíferos, la posibilidad de sismicidad inducida ni los impactos potenciales sobre la salud de las comunidades cercanas a los pozos. El colectivo también ha cuestionado la composición del comité científico, al señalar que su integración prioriza perfiles técnicos vinculados a la industria petrolera por encima de especialistas en epidemiología, derechos humanos o representación indígena, y ha exigido una prohibición total y de rango constitucional para todo el territorio nacional.

Sheinbaum ha respondido a estos cuestionamientos insistiendo en que ninguna decisión sobre explotación comercial se ha tomado todavía, y que el comité continuará acompañando al gobierno en las siguientes etapas del proceso, que incluyen los estudios hidrogeológicos en las cuencas del norte y, eventualmente, las consultas previas con las comunidades que pudieran verse afectadas.

El gas no convencional

Con el veto a Tampico-Misantla ya aceptado por la presidencia, la atención se traslada ahora a los resultados de los pozos exploratorios que perforará el Instituto Mexicano de Tecnología del Agua en las cuencas de Sabinas-Burro-Picachos y Burgos, cuyos hallazgos sobre disponibilidad de agua salada y presencia de gas serán determinantes para definir si el gobierno avanza hacia una siguiente fase de evaluación. Mientras tanto, la administración federal ha priorizado en el discurso público el impulso a las energías renovables y al gas convencional como las vías más inmediatas para atender el crecimiento de la demanda energética del país, dejando la puerta del gas no convencional abierta solo bajo las condiciones más estrictas planteadas por sus propios asesores científicos.

El proceso, que continuará en los próximos meses con nuevos estudios técnicos y encuentros con comunidades, mantiene enfrentadas dos visiones legítimas: la necesidad gubernamental de reducir la dependencia energética del exterior y las preocupaciones de organizaciones ambientalistas y pueblos indígenas sobre los riesgos de una técnica que, pese a los ajustes tecnológicos anunciados, sigue generando desconfianza en amplios sectores de la sociedad civil mexicana.

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Entre enero y mayo de 2026, Pemex reportó su mejor arranque de año en producción de gas natural desde 2023, luego de promediar 4,876 millones de pies cúbicos diarios, un incremento de 9.5% frente al mismo periodo de 2025. El impulso proviene principalmente del complejo Ku-Maloob-Zaap, en la Sonda de Campeche, aunque el avance convive con una caída sostenida en la extracción de petróleo de ese mismo activo y con una dependencia estructural del gas natural importado desde Estados Unidos para la generación eléctrica del país.

Cifras clave del repunte de gas natural de Pemex

El promedio de producción de gas natural de Pemex entre enero y mayo de 2026 fue de 4,876 millones de pies cúbicos diarios, frente a los 4,454 millones de pies cúbicos diarios registrados en el mismo lapso de 2025. Ku-Maloob-Zaap, el complejo marino más importante de la petrolera, aportó 830.36 millones de pies cúbicos diarios de gas asociado —aquel que se extrae junto con el petróleo—, consolidándose como uno de los principales motores del incremento.

En el segmento de gas no asociado, es decir, el que se extrae de forma independiente al crudo, el activo de Veracruz lideró la producción nacional con 889.01 millones de pies cúbicos diarios, mientras que Samaria-Luna, en Tabasco, apenas alcanzó 43.56 millones de pies cúbicos diarios en ese mismo rubro, lo que evidencia la disparidad entre regiones productoras.

Qué explica el alza en Ku-Maloob-Zaap

El crecimiento responde sobre todo al mayor volumen de gas asociado que se extrae en Ku-Maloob-Zaap, el complejo de la Sonda de Campeche que continúa operando como un nodo estratégico para Pemex pese a su antigüedad. Parte de esta mejora se explica también por inversiones previas en infraestructura de compresión y aprovechamiento de gas dentro del propio complejo, entre ellas el proyecto anunciado en Ku Alfa, orientado a reducir la quema de gas y sostener los niveles de extracción, según señaló

El contraste: Ku-Maloob-Zaap gana en gas, pierde en petróleo

El repunte gasífero convive con una realidad distinta en el frente petrolero. De acuerdo con un reporte de Bloomberg Línea, el complejo produjo en promedio 542 mil barriles diarios de crudo hasta mayo de 2025, una caída de 38% frente a los 875 mil barriles diarios que extraía en 2018. La misma fuente precisó que las reservas probadas del activo se redujeron de 1,858 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en 2018 a 648 millones en 2024, un declive que refleja el agotamiento progresivo del yacimiento pese a su aporte creciente en gas.

Límite estructural: la dependencia del gas importado persiste

Especialistas consultados en la cobertura advirtieron que la mejora en producción no resuelve por sí sola los retos de seguridad energética del país, ya que una parte considerable del gas que extrae Pemex se destina a autoconsumo, reinyección y procesos operativos internos, sin llegar al mercado. Esa limitación es relevante porque el gas natural sigue siendo la columna vertebral del sistema eléctrico mexicano: de acuerdo con datos del Cenace, al cierre de mayo de 2026 el 60.2% de la electricidad generada en el país provino de este combustible.

En ese contexto, el repunte de Ku-Maloob-Zaap y Veracruz resulta relevante para las finanzas y la operación de Pemex, pero no altera de fondo la dependencia de México del gas natural proveniente de Estados Unidos, que continúa cubriendo una porción significativa de la demanda nacional para generación eléctrica.

Un pozo clave para la soberanía energética

El mejor arranque de año en producción de gas natural desde 2023 confirma que Pemex ha logrado sostener e incluso mejorar la extracción en activos clave como Ku-Maloob-Zaap y Veracruz. Sin embargo, la lectura completa del dato exige matices: el mismo complejo que impulsa el gas enfrenta un declive petrolero acelerado, y el país sigue sin resolver su dependencia estructural de las importaciones de gas natural para mantener encendido su sistema eléctrico.