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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El cargo Gas no convencional en México: lo que dice la experta Porres apareció primero en Energía y Ecología.

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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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.

El cargo Gas natural de Pemex toca su mejor nivel desde 2023 apareció primero en Energía y Ecología.

Washington decidió no renovar el acuerdo en su forma original, aunque el tratado sigue vigente mientras se resuelven las diferencias pendientes entre los tres países. Para distintos especialistas, ese esquema de revisión periódica coloca al sector de combustibles y a la industria eléctrica mexicana bajo un escrutinio mucho más cercano que en años anteriores.

Una etapa de presión política más que de ruptura comercial

Pech planteó que la postura estadounidense responde más a una estrategia de negociación en año electoral que a una intención real de romper el tratado. El analista sostuvo que Estados Unidos busca conservar margen de maniobra y capacidad de presión sobre México en los temas que considera prioritarios, entre ellos la energía.

El especialista precisó que la vigencia del T-MEC, mientras se resuelven las controversias abiertas, confirma que no existe un riesgo inmediato de terminación del acuerdo. Sin embargo, advirtió que México sí enfrenta un escenario de mayor presión política, comercial y regulatoria en los próximos años, derivado del nuevo mecanismo de revisión.

Permisos, almacenamiento y participación privada, bajo la lupa

De acuerdo con el análisis de Pech, buena parte de las fricciones acumuladas entre México y sus socios comerciales durante los últimos años podría convertirse ahora en parámetros formales para medir el cumplimiento del tratado. El especialista mencionó, entre otros puntos, la participación de empresas privadas en el mercado energético, los permisos para el manejo de combustibles, la infraestructura de almacenamiento, la generación eléctrica y el papel que desempeñan Pemex y la Comisión Federal de Electricidad.

Según su lectura, temas que antes se abordaban como controversias técnicas o regulatorias podrían pasar a evaluarse como indicadores del desempeño de México dentro del tratado. Eso incluiría, señaló, las autorizaciones de importación, los permisos para operar terminales e infraestructura de almacenamiento, y cualquier ajuste regulatorio que afecte a las empresas privadas del sector.

Pech planteó además que la energía podría funcionar como moneda de cambio dentro de la negociación trilateral, es decir, que Washington podría usar el tema energético para obtener concesiones en otros sectores estratégicos, como el automotriz o el agroalimentario.

La dependencia del gas natural estadounidense, un punto sensible

Uno de los factores que más preocupa al consultor es la alta dependencia de México respecto al gas natural que llega desde Estados Unidos, la cual, de acuerdo con su estimación, supera el 70 por ciento del abasto nacional. Para Pech, esa cifra convierte al suministro energético en un elemento especialmente vulnerable ante un periodo prolongado de incertidumbre comercial.

El especialista explicó que un esquema de revisiones anuales podría desincentivar decisiones de inversión en ductos, terminales de almacenamiento y proyectos eléctricos, ya que la falta de previsibilidad regulatoria eleva el riesgo para quienes buscan invertir en infraestructura energética en México.

Sobre el comunicado difundido por la Oficina del Representante Comercial de Estados Unidos, Pech consideró que debe interpretarse principalmente en clave política. A su juicio, Washington busca mantener vigente el tratado mientras conserva la posibilidad de endurecer su posición una vez concluido el proceso electoral estadounidense.

El reto pendiente: certidumbre regulatoria

De cara a los próximos ciclos de revisión, el consultor estimó que la continuidad del T-MEC dependerá cada vez más de cómo evolucionen los temas considerados estratégicos por ambos gobiernos, con la política energética mexicana entre los más sensibles.

Para Pech, el principal desafío del país consiste en ofrecer mayor certidumbre regulatoria al mercado, reducir los puntos de fricción con sus socios comerciales y fortalecer la infraestructura energética nacional, con el fin de disminuir la exposición de México ante eventuales cambios en la relación bilateral con Estados Unidos.

El cargo Combustibles en la mira de las revisiones anuales del T-MEC apareció primero en Energía y Ecología.

Las estimaciones oficiales difundidas por autoridades energéticas apuntan a que ese pico representaría un punto de inflexión: si los planes de incorporación de energía solar y eólica avanzan conforme a lo programado, el consumo de gas para la generación podría comenzar a moderarse en los años siguientes. Sin embargo, la materialización de esa curva descendente depende de variables que aún están en disputa: la velocidad de ejecución de proyectos, el financiamiento disponible y la evolución de los precios internacionales del propio gas.

Una dependencia del 75%: el talón de Aquiles energético de México

El trasfondo del posible récord de 2027 no puede entenderse sin considerar la estructura de abasto que sostiene al sector energético mexicano. De acuerdo con datos oficiales divulgados en 2026 por la Secretaría de Energía. Esto es, aproximadamente tres de cada cuatro unidades de gas natural que se consumen en el país provienen del exterior, principalmente de Texas y California, a través de una red de gasoductos de interconexión fronteriza.

Esta proporción cobra especial relevancia cuando se considera que México utiliza alrededor de 9,000 millones de pies cúbicos diarios de gas en su conjunto, y que el sector eléctrico es el consumidor de mayor peso dentro de esa cifra. En términos prácticos, ello significa que cada vez que la demanda de electricidad sube —por temperaturas extremas, por crecimiento industrial o por la sustitución de otras fuentes— las necesidades de gas importado se incrementan de forma proporcional.

México: récord de consumo de gas natural para electricidad 2027, dependencia extrema

El año que viene será el pico

La vulnerabilidad de ese modelo quedó expuesta en febrero de 2021, cuando las tormentas invernales que azotaron Texas interrumpieron el flujo de gas hacia México y provocaron cortes masivos de electricidad en varios estados del norte del país. Ese episodio, conocido como la crisis de Úri, advirtió con claridad sobre los riesgos de depender de una sola fuente de suministro exterior, sin capacidad de almacenamiento estratégico suficiente para absorber interrupciones.

A ello se suma la exposición a la volatilidad del mercado estadounidense. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) prevé que el precio de referencia Henry Hub —el indicador más utilizado para contratos de gas en Norteamérica— se sitúe en torno a los 3.50 dólares por millón de BTU durante 2026 y escale a cerca de 4.60 dólares en 2027, justo el año del pico de consumo proyectado para México. Esa alza potencial en los precios trasladaría costos adicionales a la generación eléctrica. Lo que viene acompañado de posibles repercusiones en tarifas y en las finanzas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La apuesta por más ductos: 23,289 kilómetros de red para 2030

Como parte de la estrategia para reducir los cuellos de botella que limitan el transporte interno del combustible, el gobierno federal ha planteado un plan de expansión de la red nacional de gasoductos. La información pública presentada en 2026 indica que el país opera actualmente 21,149 kilómetros de ductos para gas natural, y que la meta oficial es ampliar esa infraestructura hasta los 23,289 kilómetros para 2030, con una inversión estimada en 140,904 millones de pesos.

El plan contempla la construcción de once nuevos tramos, además de trabajos de mantenimiento y modernización en los corredores ya existentes. En su ejecución participan la CFE y el Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS), organismo responsable de la gestión del sistema de transporte. Una parte significativa de esa infraestructura nueva entraría en servicio entre 2026 y 2027, lo cual es relevante porque coincide con el periodo de mayor presión sobre la demanda de gas para generación.

Para las regiones industriales del norte y el Bajío, así como para las zonas urbanas con mayor concentración de consumo, la disponibilidad de ductos suficientes marcará la diferencia entre un suministro estable y potenciales restricciones. En ese sentido, la infraestructura no es solo logística: es también una condición habilitadora para que el sistema eléctrico funcione sin interrupciones mientras la transición energética avanza.

La paradoja que señalan analistas del sector es que ampliar la capacidad de transporte de gas podría, al mismo tiempo, incentivar un mayor consumo del combustible en el corto plazo, lo que retardaría el desplazamiento hacia fuentes más limpias. Ese dilema entre seguridad de suministro inmediata y descarbonización estructural define gran parte del debate energético en México y en otros países de la región.

Renovables al alza, pero el gas mantiene el pulso del sistema eléctrico

Las autoridades energéticas mexicanas han insistido en que el máximo de consumo de gas proyectado para 2027 sería una cima temporal, no una tendencia permanente. La Secretaría de Energía ha indicado que la estrategia de largo plazo busca elevar la participación de la generación limpia desde el nivel actual de alrededor del 24% hasta el 38% para 2030. Lo cual se logrará apoyada en la entrada de nuevas plantas solares y parques eólicos.

Ese objetivo implica un cambio estructural de magnitud considerable en un sistema que durante décadas construyó su capacidad instalada sobre termoeléctricas de gas, combustóleo y carbón. La transición, no obstante, enfrenta obstáculos concretos: la lentitud en los procesos de licitación, la incertidumbre regulatoria que ha frenado inversiones privadas en generación renovable desde 2021, y la necesidad de adaptar la red de transmisión para integrar fuentes de generación distribuida y variable.

Desde una perspectiva latinoamericana más amplia, el dilema mexicano es parte de una tensión compartida con otros países de la región: la urgencia de contar con electricidad firme, asequible y confiable en el corto plazo choca con los compromisos de reducción de emisiones asumidos en acuerdos internacionales. El gas natural suele presentarse en esos debates como un combustible de transición —menos contaminante que el carbón, pero no neutro en carbono— cuya vigencia prolongada genera cuestionamientos desde la comunidad científica y organismos como la Agencia Internacional de Energía (AIE), que advierte que ningún nuevo proyecto de combustibles fósiles es compatible con un escenario de cero emisiones netas para 2050.

Lo que viene: infraestructura, precios y renovables como termómetro

Durante los próximos trimestres, tres variables serán determinantes para saber si la proyección de 2027 se confirma y si el pico se convierte en un genuino punto de quiebre hacia una matriz más diversificada.

En primer lugar, el avance concreto de las obras de gasoductos anunciadas: los retrasos en la ejecución de infraestructura energética en México tienen antecedentes documentados, y cualquier demora podría traducirse en restricciones de suministro en el período de mayor demanda previsto. En segundo lugar, la evolución de los precios del gas en el mercado estadounidense determinará el impacto financiero real del pico de consumo para las empresas y para las tarifas eléctricas. Finalmente, la velocidad con que los proyectos de energía solar y eólica entren en operación será la señal más clara sobre si México está efectivamente en camino de reducir su dependencia del gas o si simplemente la difiere hacia años posteriores.

El récord proyectado para 2027 es, en ese sentido, mucho más que una estadística.  Años de decisiones políticas, inversiones postergadas y rezagos estructurales definen la trayectoria energética del país en una década crítica.

El cargo México: récord de consumo de gas natural para electricidad 2027 apareció primero en Energía y Ecología.

Petróleos Mexicanos (PEMEX) vuelve a mover la meta. Las coquizadoras de las refinerías de Tula, Hidalgo, y Salina Cruz, Oaxaca, piezas centrales del Plan Estratégico 2025-2030 para alcanzar la autosuficiencia energética, acumulan aplazamientos que ya superan dos años. Los compromisos originales, la promesa de reducir importaciones de combustibles y blindar la soberanía energética del país, se posterga, una vez más, de 2026 a 2027.

Las coquizadoras son instalaciones de craqueo térmico diseñadas para transformar los residuos pesados del crudo mexicano —conocido como combustóleo— en gasolinas y diésel de mayor valor. Sin ellas operando a plena capacidad, la ecuación de la autosuficiencia no cierra.

La coquizadora de Tula es la más avanzada: 96.2% de avance físico al cierre de 2025, con una operación parcial que arrancó en junio de ese año. Esa primera fase ha generado un incremento de 39 mil barriles diarios de producción. Sin embargo, la operación plena —originalmente comprometida para octubre de 2024 y luego pospuesta al primer trimestre de 2025— no se espera antes de finales de 2026.

El caso de Salina Cruz es más complejo. Anunciada en agosto de 2022 con un costo de 3,000 millones de dólares, la obra ha acumulado al menos cuatro fechas de entrega distintas. Las causas documentadas incluyen adeudos de PEMEX al consorcio ICA-Fluor, problemas logísticos con piezas sobredimensionadas y paros intermitentes que llegaron a dejar sin trabajo a 2,500 operarios, aunque 2,400 fueron recontratados posteriormente.

En mayo de 2026, PEMEX reactivó los trabajos en la refinería oaxaqueña tras recortes presupuestales aplicados en 2025. El avance oficial varía según la fuente consultada.

Ambas coquizadoras forman parte de un programa más amplio que incluye la rehabilitación de seis refinerías históricas y la operación de la Refinería Olmeca y Deer Park. El Plan Estratégico 2025-2030 prevé producir 1.5 millones de toneladas de combustibles para evitar los llamados “gasolinazos”. Lo cual se lograría con una inversión de 105 mil millones de pesos en refinación y 52 mil millones adicionales destinados específicamente a coquizadoras en el periodo 2025-2026.

La meta de producción total es de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos. Sin embargo, los resultados del primer trimestre de 2025 muestran un proceso real de 935.9 miles de barriles diarios (mbd) en el Sistema Nacional de Refinación. Que se ubican lejos del objetivo de 1,343 mbd fijado en el plan original 2023-2027.

La advertencia del IMEF: autosuficiencia financiera, una meta “imposible”

Sin embargo, más allá de las fechas de obra, el debate de fondo es si PEMEX puede sostenerse financieramente. El IMEF: Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas considera “imposible” que la empresa logre la autosuficiencia financiera para 202. Cita ineficiencias operativas estructurales, una deuda con proveedores superior a 434 mil millones de pesos al cierre de 2025. Igualmente hay pérdidas recurrentes que obligan al gobierno federal a inyectar capital trimestre a trimestre.

Solo en el primer trimestre de 2026, la pérdida neta de PEMEX fue de 46 mil millones de pesos. El gobierno federal realizó aportaciones de capital por 58.3 mmdp para sostener sus operaciones.

Perspectiva

Los retrasos en las coquizadoras no son un accidente aislado: son el síntoma de un programa de refinación que prometió demasiado en plazos demasiado cortos. Por lo tanto, con la Refinería Olmeca aún consolidando operaciones. El Sistema Nacional de Refinación procesando menos de lo planeado y una deuda con proveedores que supera cuatro veces el presupuesto anual de las coquizadoras. Liego entonces, el camino a la autosuficiencia energética luce considerablemente más largo de lo que los informes oficiales suelen admitir.

Entonces, la pregunta ya no es entonces si habrá nuevos aplazamientos. Esta será cuántos más podrá absorber un proyecto que ya llegó al límite de su credibilidad original.

El cargo PEMEX retrasa obras clave: coquizadoras y soberanía energética, aún en espera apareció primero en Energía y Ecología.

Seis de cada diez kilovatios sale de esa red

El gas natural mueve cerca del 60% de la electricidad que consume México. Con ese dato sobre la mesa, la titular de la Secretaría de Energía (SENER), Luz Elena González Escobar, presentó un plan que busca reducir la dependencia ante posibles cortes desde Estados Unidos y respaldar la expansión industrial del país.

La red nacional de gasoductos suma hoy unos 21,149 kilómetros. De ese total, CFE opera alrededor del 36% y CENAGAS el 48%, según cifras de la propia Sener. El plan reconoce que esa infraestructura tiene tramos viejos, zonas de baja presión y corredores que no alcanzan a cubrir los nuevos polos de desarrollo industrial.

Se anuncian grandes inversiones en gasoductos desde dos frentes

CFE: nueve ductos nuevos para 13 plantas

La Comisión Federal de Electricidad destinará 53 mil 812 millones de pesos al desarrollo de nueve nuevos gasoductos. Esas obras están diseñadas para alimentar 13 centrales eléctricas que, entre 2026 y 2027, sumarían casi 8,000 megavatios de capacidad adicional al sistema eléctrico nacional. El énfasis está en asegurar que las plantas de generación de CFE tengan suministro constante, sin depender de la infraestructura existente que ya opera al límite en varias regiones.

CENAGAS: modernización a fondo

Del mismo modo, el Centro Nacional de Control del Gas natural (CENAGAS) obtuvo 87 mil 93 millones de pesos para tres nuevos gasoductos y 41 proyectos de rehabilitación y mantenimiento. Entre las obras emblemáticas del plan destaca la renovación del gasoducto de Reynosa que sustituirá 58 kilómetros de tubería vieja, además de trabajos en el corredor interoceánico, incluyendo Coatzacoalcos 2 en el Istmo de Tehuantepec, que acompañará el crecimiento de los polos de bienestar en esa zona.

Los planes explicados

Es sencillo: sin gas no hay electricidad suficiente para el crecimiento industrial que el país requiere. Las nuevas centrales de CFE necesitan ductos propios; los corredores industriales en el sureste necesitan presión y volumen garantizados; y la red necesita reparaciones que se postergaron por años.

SENER calificó el compromiso como una inversión “histórica” en transporte de gas natural, clave para la soberanía y seguridad energética. El plan completo se extenderá a lo largo del sexenio, con obras que arrancan en 2025 y concluyen en etapas hasta 2030.

Lo que queda sin resolver, al menos por ahora, es la pregunta sobre la diversificación de fuentes: buena parte del gas que correrá por estos ductos seguirá llegando desde Texas. La infraestructura nueva reduce el riesgo de cuellos de botella internos, pero la dependencia del suministro externo sigue siendo la misma. No habrá de esa manera soberanía energética.

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Doce meses bastaron. La planta flotante de licuefacción de gas natural ubicada en Altamira, Tamaulipas, cerró su primer año de operaciones con exportaciones por 868.2 millones de dólares —una suma que cubre cerca de un tercio del costo total del proyecto desarrollado por New Fortress Energy en alianza con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

El proyecto arrancó con una inversión estimada en 1,000 millones de dólares para la primera etapa, que comprende tres plataformas elevadoras de licuefacción. Si se toma como base la expansión potencial del conjunto de plantas, la cifra escala hasta 5,500 millones de dólares. Bajo esa segunda lectura, los ingresos del primer año representan exactamente eso: un tercio del camino recorrido.Cómo opera la planta de GNL de Altamira

La terminal trabaja con tecnología de licuefacción flotante —conocida como Fast LNG— que convierte el gas natural en estado líquido para transportarlo en buques metaneros hacia mercados internacionales. Esta modalidad recorta tiempos de construcción frente a las plantas terrestres convencionales y permite ajustar capacidad sin levantar infraestructura desde cero.

El contrato entre la CFE y New Fortress Energy tiene una duración de 15 años. Durante ese periodo, los ingresos proyectados para la paraestatal mexicana llegan a los 5,730 millones de dólares —una cifra que supera con holgura el Capital Expenditure o Gasto de Capital (CAPEX) de la primera fase.

New Fortress Energy y la CFE, socios en Tamaulipas

New Fortress Energy llegó a México con un modelo que ya probó en otras regiones: instalar capacidad de licuefacción cerca de fuentes de gas barato y conectarla con mercados que pagan precios de exportación. Altamira cumple esa condición. El puerto industrial de Tamaulipas tiene acceso al gasoducto nacional y salida directa al Golfo de México, lo que abarata el traslado del producto hasta los buques.

El gas natural licuado como producto de exportación

El gas natural licuado se mueve hoy entre los energéticos con mayor crecimiento en comercio internacional. Europa diversificó proveedores tras la crisis de suministro de 2022, y Asia mantiene una demanda sostenida. México entró tarde a ese mercado, pero Altamira le abrió una ventana que hasta hace tres años no existía.

Planta de GNL de Altamira: lo que viene

El primer año fue la prueba. La planta de GNL de Altamira operó sin los tropiezos que suelen acompañar los arranques de proyectos de este tamaño. Los números lo sostienen: 868.2 millones de dólares en exportaciones no son un accidente logístico —son el resultado de una cadena que funcionó.

La pregunta que queda sobre la mesa no es si el proyecto fue viable. Es si México tiene capacidad para replicarlo antes de que el mercado global de GNL cambie de forma.

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El gobierno de Claudia Sheinbaum abrió formalmente la puerta a extraer gas y petróleo de yacimientos no convencionales mediante fractura hidrológica. El reducir la dependencia del gas importado desde Estados Unidos, que hoy representa alrededor del 75% del consumo nacional es el motivo. Petróleos Mexicanos y la Secretaría de Energía trabajan ya en una hoja de ruta para destinar recursos a estos yacimientos como condición para cumplir metas de producción al final del sexenio.

Lo que el gobierno no detalla con la misma claridad son los números detrás de esa apuesta.

El precio de cada pozo

Cada pozo de fractura hidrológica o fracking en México puede costar entre 20 y 25 millones de dólares, según estimaciones de organizaciones ambientales y estudios especializados. Eso incluye la complejidad técnica, el número de etapas de fractura y la infraestructura de apoyo. Para comparar: en campos convencionales, Petróleos Mexicanos (PEMEX) extrae un barril a un costo que ronda los 14 o 15 dólares, muy por debajo de lo que exige cualquier proyecto de lutitas.

Además, por cada unidad de energía que se invierte en fracking, se recuperan aproximadamente cinco. En proyectos tradicionales, esa relación llega a 20. Es decir, se gasta mucho más para sacar menos.

Agua escasa, pozos sedientos

Usar fracking en México podría resultar costoso también en términos hídricos. Cada pozo consume millones de litros de agua mezclados con arena y químicos para fracturar la roca a profundidades de entre 1,000 y 5,000 metros. El problema: buena parte del potencial no convencional del país se concentra en el norte y noreste, zonas que ya cargan con estrés hídrico. Ahí, el agua compite con el consumo humano, la agricultura y la industria.

A eso se suman los riesgos documentados de contaminación en mantos acuíferos por fugas, cementaciones deficientes o manejo descuidado de las aguas de retorno, cargadas con químicos y metales. También se registran emisiones de metano y compuestos orgánicos volátiles que deterioran el aire.

Comunidades en el camino

En estados como Tamaulipas, Veracruz y la cuenca Tampico-Misantla, organizaciones como la Alianza Mexicana contra el Fracking documentaron resistencia social desde que Pemex recibió asignaciones en esas zonas. Los conflictos no son abstractos: se traducen en retrasos de proyectos, litigios, compensaciones y trabajo constante de contención. Eso también se paga.

Estudios en México describen potenciales afectaciones a la salud pública por exposición a químicos, aumento de tráfico pesado, ruido y polvo en zonas rurales. Las comunidades cercanas a proyectos similares reportan enfermedades respiratorias y dermatológicas.

Quedamos en que no, pero al final sí

Claudia Sheinbaum reconoció públicamente que el fracking es una técnica dañina y tóxica. Aun así, avaló la exploración de yacimientos no convencionales bajo el argumento de la soberanía energética. El gobierno anunció un comité científico para evaluar tecnologías de menor daño ambiental antes de activar proyectos, pero los críticos señalan que los costos estructurales no desaparecen con mejores prácticas.

Cada peso que va al fracking es un peso que no llega a infraestructura renovable, que tiene costos operativos menores, no depende del gas natural importado y reduce emisiones. Esa es la cuenta que el gobierno todavía no presenta.

¿Cuántos pozos necesitaría Pemex para mover la aguja en producción, y a qué precio por barril cerrarían esos proyectos sin subsidios?

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“Si vamos a hacer explotación de gas no convencional, tiene que ser de una manera sustentable”, dijo Sheinbaum en su conferencia matutina. La declaración no cerró ninguna puerta, pero sí fijó un umbral técnico que su gobierno deberá justificar ante la comunidad científica y ante quienes ya cuestionan que esa combinación sea viable.

Un comité decide en dos meses

La presidenta anunció la creación de un comité de especialistas nacionales e internacionales con un encargo concreto: determinar si existen métodos de fractura hidráulica que no provoquen los daños de esquemas anteriores. El grupo tiene alrededor de dos meses para entregar recomendaciones técnicas y económicas.

Lo que el gobierno pone sobre la balanza son cuatro ajustes operativos: usar agua salobre o de mar en lugar de agua dulce para las inyecciones; reciclar el agua empleada en los pozos; sustituir los químicos tradicionales por sustancias menos agresivas, incluso orgánicas; y aplicar estándares de monitoreo más estrictos. Ninguno de esos cambios elimina la técnica, pero el gobierno los presenta como suficientes para hablar de fracking con otro perfil ambiental.

La posibilidad de un fracking sostenible frente a la dependencia del gas

El trasfondo es una cifra que Pemex expuso en la misma conferencia: México importa alrededor del 75% del gas que consume, la mayor parte desde Texas. Reducir esa dependencia es el eje de la estrategia de gas natural hacia 2030, que proyecta elevar la producción total hasta más de 8,600 millones de pies cúbicos diarios en una década para acercarse al consumo nacional actual de 9,000 millones.

En meses anteriores, el titular de CENAGAS, Cuitláhuac García, estableció la certeza técnica de un fracking menos agresivo. El Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS) administra la red de transporte que hoy mueve buena parte de ese gas importado; cualquier aumento sostenido en producción propia reordenaría los flujos que ese organismo opera. La Cuenca de Burgos, que se extiende entre Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila, concentra las reservas de gas no convencional más estudiadas del país y sería el territorio más probable para las primeras pruebas.

Lo que dicen quienes no están convencidos

Organizaciones ambientales y varios especialistas citados en prensa rechazan que la técnica admita un adjetivo verde. Señalan que aunque cambien los insumos (agua salobre, químicos orgánicos) los riesgos a acuíferos, las emisiones fugitivas de metano, los sismos inducidos y las afectaciones sociales no desaparecen: se reducen en el mejor de los casos, pero no se cancelan.

El fracking, dicen, sigue siendo intensivo en recursos y produce impactos acumulativos que ningún protocolo de monitoreo borra del mapa. Sheinbaum no respondió directamente a esas objeciones; delegó la respuesta al comité.

Renovables no salen de la ecuación

La presidenta insistió en que el giro hacia el gas no convencional no abandona la apuesta por energías limpias. Su gobierno prometió seguir incrementando la capacidad renovable y reducir el uso de combustóleo en la generación eléctrica. El gas, en su lectura, es un puente hacia la soberanía energética mientras las renovables escalan.

Si el comité avala algún modelo técnico, la decisión formal llegará en poco más de dos meses. Hasta entonces, la pregunta queda sin respuesta concreta: ¿qué tan sostenible puede ser un método que fractura roca para soltar gas?

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