El fracking en Chicontepec volverá a ocupar un lugar central en la estrategia de inversión de Petróleos Mexicanos. Para 2026, la empresa productiva del Estado prevé incrementar de forma significativa los recursos destinados al Proyecto Aceite Terciario del Golfo, pese a su desempeño limitado y a los cuestionamientos ambientales y regulatorios que lo rodean.

De acuerdo con información oficial obtenida mediante solicitudes de transparencia ante la Secretaría de Hacienda, Pemex proyecta destinar alrededor de 4 mil 16 millones de pesos al proyecto en 2026. Esta cifra representa un aumento de 66 por ciento frente a los 2 mil 423 millones de pesos ejercidos en el año previo para la misma zona.

El ajuste presupuestal se da en un contexto de presión financiera para la petrolera y de debate público sobre el uso de la fracturación hidráulica en México, una técnica que no está prohibida, pero que enfrenta resistencias sociales y políticas.

¿Dónde se localiza el Proyecto Aceite Terciario del Golfo?

El Proyecto Aceite Terciario del Golfo, conocido como Chicontepec, se ubica en el norte del país y abarca una superficie aproximada de 4 mil 243 kilómetros cuadrados. El área se extiende en territorios de Veracruz y Puebla, con un total de 29 campos petroleros.

Estos campos están organizados en ocho sectores operativos, caracterizados por una geología compleja y formaciones de baja permeabilidad. Estas condiciones dificultan la extracción convencional de hidrocarburos y obligan al uso de técnicas intensivas como el fracking.

Desde hace décadas, Chicontepec ha sido considerado una de las mayores acumulaciones continuas de hidrocarburos del continente, aunque su explotación ha resultado costosa y técnicamente desafiante.

¿Cómo ha evolucionado la producción en Chicontepec?

Los reportes más recientes de Pemex muestran que la producción del proyecto ha mantenido una tendencia descendente. En 2023, el volumen promedio de extracción fue de 17.3 mil barriles diarios de crudo.

¿Cómo ha evolucionado la producción en Chicontepec?

Para 2024, la producción cayó a 15.7 mil barriles diarios, lo que representó una reducción de 9.2 por ciento. La empresa atribuye este descenso a la pérdida de presión natural en los yacimientos y a las condiciones geológicas del área.

Este comportamiento ha sido recurrente en la historia del proyecto, con resultados por debajo de las expectativas originales en términos de volumen y rentabilidad.

¿Por qué Pemex apuesta nuevamente por el fracking en Chicontepec?

La estrategia de Pemex parte del reconocimiento de que el fracking en Chicontepec es indispensable para liberar el petróleo atrapado en formaciones compactas. Sin esta técnica, la extracción sería prácticamente inviable en amplias zonas del proyecto.

Durante décadas, estudios técnicos han señalado que el costo por barril en Chicontepec es superior al de otros campos del país, especialmente en comparación con los yacimientos del sureste. Aun así, la petrolera considera que la reactivación de proyectos no convencionales es necesaria para sostener la plataforma de producción nacional.

Esta visión fue reiterada por la dirección general de Pemex en su comparecencia ante la Cámara de Diputados en octubre de 2025, cuando se planteó la reactivación de campos complejos como parte de la estrategia de largo plazo.

¿Cuáles son los riesgos ambientales asociados al fracking?

Organizaciones ambientalistas han advertido de manera reiterada sobre los impactos potenciales de la fracturación hidráulica. Entre los principales riesgos se encuentran la posible contaminación de acuíferos, el uso intensivo de agua y la gestión de residuos químicos.

También se ha señalado la relación entre el fracking y la generación de sismos inducidos, así como la presión adicional sobre ecosistemas ya vulnerables. Estas preocupaciones han derivado en iniciativas legislativas para restringir o prohibir la técnica.

Sin embargo, ninguna de estas propuestas ha sido aprobada, lo que mantiene al fracking en un marco legal ambiguo, sin una prohibición expresa, pero bajo constante escrutinio social.

¿Cómo impacta el fracking en Chicontepec en el contexto financiero de Pemex?

El incremento de inversión en Chicontepec ocurre en un momento de alta presión fiscal y financiera para Pemex. Analistas del sector han advertido que el desempeño histórico del proyecto ha estado marcado por costos elevados y tasas de recuperación menores a las estimadas.

Entre 2010 y 2014, la producción quedó muy por debajo de las metas oficiales, lo que generó cuestionamientos sobre la viabilidad económica del proyecto. A pesar de ello, la petrolera mantiene la apuesta por esta región como parte de su estrategia de producción.

El debate también se cruza con los compromisos climáticos del país y con la discusión sobre la transición energética, en la que el fracking en Chicontepec representa uno de los puntos más controvertidos.

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Los nuevos acuerdos con petroleras internacionales comienzan a perfilarse como una vía para fortalecer la producción de hidrocarburos en México. Empresas globales y firmas nacionales mantienen conversaciones con Pemex y la Secretaría de Energía para integrarse a proyectos de exploración y extracción, principalmente en campos marinos de aguas someras.

De acuerdo con información del sector energético, compañías como Chevron, Exxon Mobil y BP han presentado propuestas formales ante la Secretaría de Energía. Estos planteamientos contemplan la participación de capital privado en desarrollos que podrían aportar volúmenes relevantes de producción en los próximos años.

Las negociaciones se dan en un contexto de presión sobre Pemex, cuya producción de petróleo y gas ha mostrado una tendencia a la baja. El objetivo central de estas conversaciones es frenar ese declive y asegurar niveles de extracción sostenibles durante la próxima década.

¿Qué empresas participan en los nuevos acuerdos con petroleras internacionales?

Las conversaciones involucran a tres de las petroleras más grandes del mundo: Chevron, Exxon Mobil y BP. Estas compañías cuentan con amplia experiencia en proyectos de exploración y producción en distintas regiones del planeta, incluyendo el Golfo de México.

Junto a ellas, también participan empresas mexicanas con presencia en el sector energético. Entre las firmas nacionales que han mostrado interés se encuentran Diavaz, Opex y Jaguar, las cuales buscan integrarse a proyectos bajo esquemas de colaboración con el Estado.

La combinación de empresas internacionales y nacionales apunta a diversificar las capacidades técnicas y financieras de los proyectos, manteniendo al mismo tiempo un rol central de Pemex en la industria petrolera.

¿En qué tipo de campos se concentrarían los proyectos petroleros?

Las propuestas presentadas ante Pemex y la Secretaría de Energía se enfocan principalmente en campos ubicados en aguas someras. Este tipo de yacimientos ofrece ventajas técnicas frente a proyectos en aguas profundas.

Los tiempos de desarrollo suelen ser más cortos y los costos de operación más controlables. Estas características hacen que los campos de aguas someras resulten más atractivos para inversiones privadas en el corto y mediano plazo.

Además, este tipo de proyectos permitiría incrementar la producción sin asumir los elevados riesgos técnicos y financieros asociados a exploraciones más complejas.

¿En qué tipo de campos se concentrarían los proyectos petroleros?

¿Cuánta producción aportarían los nuevos acuerdos con petroleras internacionales?

De acuerdo con estimaciones del sector, cada uno de los campos propuestos podría generar entre 22 mil y 50 mil barriles diarios. La producción conjunta de los proyectos en evaluación se acercaría a los 200 mil barriles diarios.

Este volumen resulta relevante para la industria petrolera mexicana. La cifra es comparable con la producción esperada del campo Zama, uno de los yacimientos más importantes descubiertos en aguas someras del Golfo de México.

De concretarse, estos proyectos podrían representar un impulso significativo para compensar la caída natural de otros campos maduros operados por Pemex.

¿Por qué México busca atraer nuevamente a petroleras privadas?

El principal motivo detrás de estas negociaciones es la necesidad de detener el descenso en la producción de hidrocarburos. Pemex enfrenta limitaciones financieras y operativas que dificultan sostener por sí sola los niveles actuales de extracción.

El gobierno federal ha reconocido que se requiere inversión adicional para garantizar la continuidad productiva. En este escenario, los nuevos acuerdos con petroleras internacionales aparecen como una alternativa para compartir riesgos y costos.

Estos acercamientos se enmarcan en la reforma energética vigente, que permite una mayor participación privada bajo esquemas donde el Estado mantiene el control estratégico de los recursos.

¿Bajo qué esquemas contractuales podrían operar las petroleras?

Hasta el momento, no se ha definido públicamente el tipo exacto de contratos que se utilizarían. Las empresas estarían sujetas a las modalidades previstas en la reforma energética en vigor.

Estos esquemas buscan equilibrar la inversión privada con el control estatal, una combinación que ha sido determinante en el interés mostrado por las compañías. El diseño contractual será clave para definir la viabilidad de los proyectos.

La experiencia previa muestra que las condiciones de los contratos influyen directamente en la decisión de las petroleras de comprometer capital en el país.

¿Qué resultados han tenido los contratos mixtos impulsados por el gobierno?

Los contratos mixtos promovidos por la actual administración han tenido un alcance limitado en su primera etapa. Solo cinco contratos fueron asignados, con una aportación conjunta estimada en alrededor de 40 mil barriles diarios.

Esa cifra representa apenas una fracción de la meta nacional de producción fijada por el gobierno federal. El bajo volumen ha generado dudas sobre la efectividad de estos esquemas para atraer a grandes petroleras.

Analistas del sector señalan que el nivel de riesgo y la falta de control operativo han reducido el atractivo financiero de estos contratos frente a otros mercados internacionales.

¿Qué implicaciones tendría la llegada de Chevron, Exxon y BP?

Si las negociaciones avanzan y se concretan los proyectos, México podría recibir capital fresco para exploración y extracción. También se aliviaría parte de la presión financiera y operativa que enfrenta Pemex.

El incremento en la producción de crudo permitiría ganar tiempo para enfrentar los retos estructurales de la industria petrolera nacional. Sin embargo, todo dependerá del diseño final de los contratos y de la evaluación técnica de los campos.

Las decisiones que adopten la Secretaría de Energía y Pemex serán determinantes para definir si los nuevos acuerdos con petroleras internacionales se traducen en proyectos concretos o quedan solo en la fase de negociación.

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Gigantes petroleras buscan volver a México: el nuevo mapa de proyectos

En este tablero, Chevron, ExxonMobil y BP encabezan el grupo de compañías que han empezado a alzar la mano en las conversaciones con el gobierno federal para recuperar terreno en aguas someras mexicanas. La ruta pasa por proyectos asociados con Petróleos Mexicanos (PEMEX), donde se combinan infraestructura existente, experiencia operativa y capital privado dispuesto a asumir riesgos que la empresa productiva del Estado batallaría para asumir.​

Las propuestas se arman en torno a varios campos con potencial individual de entre 22 mil y 50 mil barriles diarios, que en conjunto rozarían los 200 mil barriles por día, una cifra que se coloca a la altura de lo previsto para el megayacimiento Zama. La meta es sencilla de enunciar y difícil de ejecutar: frenar la caída de la producción nacional en los próximos años, sin desmontar el  soberanía energética que marca la política mexicana.​

El papel de la Secretaría de Energía (SENER) y de Luz Elena González Escobar

El punto de cruce entre los intereses empresariales y las decisiones de Estado está en la Secretaría de Energía (SENER), convertida en filtro de los proyectos que buscan espacio en la estrategia de producción a mediano plazo. Las petroleras han presentado sus propuestas a la titular de la dependencia, Luz Elena González Escobar, quien revisa junto con su equipo los alcances técnicos y fiscales de los paquetes planteados para aguas someras y campos marinos estratégicos.​

En la práctica, Sener funge como árbitro: define qué proyectos entran, bajo qué condiciones y con qué tipo de contrato se amarrarán las operaciones con Pemex. El margen de maniobra no es amplio, porque cada decisión se lee también en clave política dentro y fuera del sector energético.​

Contratos, riesgos y lecciones de la primera ronda

La primera ronda de contratos mixtos de la actual administración dejó un sabor áspero en el mercado: solo cinco contratos adjudicados y una expectativa de unos 40 mil barriles diarios, muy lejos de la meta de 1.8 millones de barriles por día que se persigue en el discurso oficial. Los proyectos se quedaron en manos de firmas de menor tamaño y las grandes compañías mantuvieron distancia, en buena medida por esquemas donde no tendrían control operativo y debían ceder la conducción técnica a Pemex.​

El nuevo paquete que se discute con compañías como Chevron Corporation retoma esas lecciones y busca ofrecer proyectos de mayor escala, márgenes más claros y un reparto de riesgos menos inclinado hacia el socio privado. Aun así, el diseño final de los contratos —ya sea licencias, producción compartida, utilidad compartida o servicios— seguirá marcando quién se anima a entrar y quién prefiere seguir mirando desde fuera.​

Empresas mexicanas, aguas someras y una ventana de tiempo corta

Las grandes petroleras no serían las únicas en jugar: empresas mexicanas como Diavaz, Opex y Jaguar levantan la mano para sumarse a los proyectos y compartir tareas de operación y desarrollo de campos. El objetivo es que esa mezcla de actores permita aprovechar la infraestructura ya instalada por Pemex en zonas marinas, recortar tiempos de puesta en marcha y reducir costos en la fase de producción.​

La ventana de tiempo es corta. El gobierno busca que una parte de estos proyectos empiece a reflejarse en cifras antes de 2027, año en el que se ha prometido reducir la dependencia de Pemex respecto del apoyo financiero de la Secretaría de Hacienda. Si los acuerdos se concretan, el regreso de las grandes petroleras a México no solo cambiará la foto del sector, también tensará el debate sobre hasta dónde se abre la puerta a los corporativos en un país donde el petróleo sigue pesando en la memoria colectiva.​

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