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.

Consulta más contenido del sector energético en nuestra sección Energía y de gas natural en Gas Natural de Energía y Ecología.

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

“Entre 2018 y 2024, las reservas petroleras registraron un preocupante descenso, evidenciando la necesidad de estrategias más efectivas en exploración”, señala el Programa Sectorial de Energía (PROSENER), elaborado por la Secretaría de Energía (SENER).

Aunque el gobierno reconoce que es un desafío urgente si se desea mantener la producción en los próximos años, aún no existe una estrategia clara para reactivar las actividades de exploración.

A México le urge encontrar más petróleo, advierte el PROSENER

En el PROSENER subraya que las reservas de hidrocarburos “son un asunto de seguridad energética nacional”, porque constituyen los inventarios que permiten el suministro más inmediato en territorio nacional. Es decir, son el colchón que sostiene la estabilidad energética del país.

“Son la base para garantizar un abasto suficiente para el futuro de la economía nacional y el bienestar social. Por ello, la disponibilidad de reservas es un tema estratégico y forma parte de la planeación energética”, indica el documento.

¿Qué son las reservas petroleras y por qué importan?

Las reservas son uno de los indicadores más sensibles dentro de la industria petrolera: reflejan no solo el potencial del subsuelo, sino el horizonte económico y técnico de una nación productora.

Existen tres categorías: 1P (probadas), 2P (probadas y probables) y 3P (probadas, probables y posibles). Las 1P son las de mayor certeza; las 3P, las que solo tienen un 10% de probabilidad de recuperarse.

Según datos de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos, en 2018 las reservas 1P alcanzaban 8,484 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que en 2024 cayeron a 8,383 millones. En el caso del crudo, la reducción fue de 6,464 a 5,978 millones de barriles.

El gas natural fue la excepción: sus reservas probadas crecieron de 10,022 a 12,297 mil millones de pies cúbicos. Sin embargo, la tendencia general es descendente, y para 2025 no existen cifras actualizadas debido a la desaparición de la CNH.

El plan en papel

El Plan Estratégico de Pemex 2025-2035 contempla una exploración “focalizada y diversificada” para sustituir reservas y garantizar su incremento en el mediano plazo. Sin embargo, lo cierto es que aún no se han definido planes específicos ni mecanismos financieros que impulsen nuevas áreas de exploración.

Aunque la meta es clara —mantener una relación reserva/producción de al menos diez años—, los avances dependen de la información geológica y de la perforación de nuevos pozos en Veracruz, Oaxaca, Chiapas, Tabasco y Campeche.

En el estado de Tamaulipas los trabajos de prospección ya están por comenzar de la mano de Woodside Energy.

El documento indica: “Se continuará la exploración en las asignaciones actuales buscando materializar el potencial remanente”. Es decir, PEMEX pretende seguir explorando campos ya existentes y solicitar nuevas áreas, lo que implicaría reabrir el debate sobre la participación privada en exploración.

Una actividad costosa y de largo plazo

Óscar Ocampo, director de Desarrollo Económico del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), explica que la exploración es una actividad costosa, de largo plazo y con alta incertidumbre. “Si un área no resulta productiva, la inversión se pierde. Si sí lo es, los beneficios dependen del volumen recuperable y la complejidad técnica para extraerlo”, comentó.

Actualmente, los mecanismos vigentes incentivan la producción en campos maduros, donde el riesgo es bajo pero la rentabilidad también. Ocampo advierte que “eso no favorece la restitución de reservas, porque la exploración requiere asumir más riesgo”.

Las rondas petroleras creadas con la reforma energética de 2013 fueron un intento por incentivar esa búsqueda. Sin embargo, desde 2019 están suspendidas, lo que ha limitado los nuevos descubrimientos.

Sin exploración, no hay futuro energético

“Es lógico que haya caído el nivel de reservas porque se redujo la inversión en nuevos proyectos exploratorios”, concluye Ocampo. “Eso implica menos posibilidades de revertir la tendencia a la baja en la plataforma de producción”.

Sin recursos suficientes ni un esquema de colaboración privada definido, a México le urge encontrar más petróleo si quiere mantener su soberanía energética en la próxima década.

Mantente actualizado con las noticias del sector energético más relevantes con Energía y Ecología.

El cargo A México le urge encontrar más petróleo apareció primero en Energía y Ecología.

Durante su comparecencia ante legisladores federales, Rodríguez Padilla detalló que el crecimiento proyectado de Ixachi forma parte del nuevo enfoque de autosuficiencia energética, sustentado en una mayor eficiencia operativa, nuevas tecnologías y la recuperación mejorada en campos maduros.

“Con esta nueva visión se construyó el Plan Estratégico 2025-2035, que prioriza el consumo interno y la reactivación de toda la cadena de valor, desde la producción hasta las ventas”, subrayó el funcionario.

Un campo joven con historia y ambición

Descubierto a finales del sexenio de Enrique Peña Nieto, el Campo Ixachi está situado a 26 kilómetros al noreste del municipio de Tierra Blanca y opera bajo la asignación AE-0124-M-Llave de Pemex Exploración y Producción (PEP).

Aunque su desarrollo comenzó con discreción, Ixachi se ha convertido en el cuarto yacimiento terrestre de gas más grande del mundo y el mayor productor de gas natural en México, según reportes de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

El yacimiento contiene gas no asociado, es decir, depósitos independientes de crudo, lo que permite una producción más estable y menos expuesta a las fluctuaciones del mercado petrolero.

De Ixachi saldrá el 20% del gas natural mexicano

Durante julio de 2024, el Campo Ixachi alcanzó una producción de 557 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), con lo que se consolidó como el primer productor nacional de gas natural.

Rodríguez Padilla señaló que, gracias a los nuevos pozos exploratorios y a la modernización de infraestructura, el campo ya roza los 600 millones de pies cúbicos diarios y tiene como meta superar los mil millones de pies cúbicos diarios.

“Este incremento nos va a permitir alcanzar el objetivo de cubrir el 20% de la producción nacional de gas natural, equivalente a cinco mil millones de pies cúbicos diarios”, afirmó el titular de Pemex.

Exploración, reservas y producción en alza

Entre 2024 y 2025, Pemex ha perforado 24 pozos exploratorios que incrementaron las reservas en más de 400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

El desarrollo de Ixachi, junto con los proyectos Bakte y Xanab, aportan actualmente 150 mil barriles de aceite y 893 millones de pies cúbicos de gas diarios, lo que consolida una tendencia de crecimiento que no se veía desde hace más de una década.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha destacado que este avance responde a la aplicación de tecnologías de recuperación mejorada, así como a la optimización de rutas de distribución que reducen los costos logísticos y fortalecen el suministro interno.

Un nuevo mapa energético para México

El Plan Estratégico 2025-2035 de Pemex busca asegurar la soberanía energética del país, reducir la dependencia de importaciones y garantizar el abasto de gas natural para la industria y el consumo doméstico.

El caso de Ixachi ilustra la transición de Pemex hacia una etapa de reactivación basada en sus propios recursos, con una mirada más técnica, pero también más nacionalista: revalorizar el subsuelo mexicano y aprovechar su potencial sin sacrificar sustentabilidad.

En palabras de Rodríguez Padilla, “México tiene el talento, la tecnología y la experiencia para sostener su propio desarrollo energético. Ixachi es una muestra de ello”.

Mantente actualizado con las noticias del sector energético más relevantes con Energía y Ecología.

El cargo De Ixachi saldrá el 20% del gas natural de México apareció primero en Energía y Ecología.

De acuerdo con la CNH, 16 son pozos terrestres, siete en aguas someras, uno en aguas profundas. Pemex encabeza las autorizaciones con 18, dos, para Hokchi y dos para IHSA; una para Murphy, y una más para Newpek.

En los 24 pozos se estiman recursos prospectivos por 265.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), a la media con riesgo. De los cuales, 117.5 MMbpce se estiman en tierra (44%), 86 MMbpce en aguas someras (32%), y 62.2 MMbpce en aguas profundas (24%).

Adicionalmente, se estiman recursos contingentes en el orden de 215.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

De acuerdo con el órgano regulador, sobresalen tres pozos exploratorios que, en conjunto, concentran el 50% de los recursos prospectivos. Se tratan del pozo en aguas profundas Tulum-1EXP de Murphy (62.2 MMbpce), y los pozos en aguas someras Nanka-1EXP (46 MMbpce), y Chaya-1001EXP (25.5 MMbpce).

Igualmente, tres pozos delimitadores figuran con los recursos contingentes, al concentrar el 57% de estos recursos. Se trata del pozo en aguas someras Xaxamani-4DEL de Hokchi (53 MMbpce), y los pozos terrestres de Pemex, Chawila-1DEL (35 MMbpce) y Chawila-1DEL (35 MMbpce).

La inversión total programada en 16 pozos exploratorios asciende a 406.8 millones de dólares; mientras que en los ocho pozos delimitadores la inversión es de 293.7 millones de dólares.

Los pozos cxploratorios con una mayor inversión programada son: Popoca 1-EXP (88.6 mdd) y Nanka-1EXP (76.8 mdd), en aguas someras, de Pemex; así como el pozo Tulum-1EXP (66 mdd), en aguas profundas, de Murphy, en conjunto, estos tres pozos suman el 57% de la inversión total programada.

El cargo CNH autoriza la perforación de 24 pozos apareció primero en Energía y Ecología.

Las reservas 1P que se consideran las más certeras e importantes para las decisiones de inversión (con 90% de posibilidades de llevarse a cabo la extracción) se ubicaron en los 8,014.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, las cuales aumentaron ligeramente respecto a las de 2021, esto por que la falta de restitución de reservas de descubrimientos petroleros.

Las reservas probadas de aceite se situaron en 6,058.7 millones de barriles y las de gas 10,781 millones de pies cúbicos, 1 y 8% más que las consolidadas en 2021.

El cargo Reservas petroleras probadas se estancan por falta de descubrimientos apareció primero en Energía y Ecología.

Esta actividad, detalla el documento, representa una producción pronosticada de 87 mil 100 barriles diarios de petróleo, así como 132.7 millones de pies cúbicos de gas, así como una inversión total estimada en 907 millones de dólares.

El regulador que lidera Rogelio Hernández Cázares, detalló que del total de avisos 43 pertenecieron a Pemex Exploración y Producción, mientras que los 13 restantes correspondieron al sector privado, a empresas como DS Servicios Petroleros, Operadora de campos DWF, Eni y Hockchi.

Por su parte, la mayoría de los pozos perforados (38) se ubicaron en campos terrestres y los restantes 18 fueron en aguas someras, pero serán los segundos los que aporten mayor producción.

La CNH detalla que de las perforaciones en aguas someras se podrían obtener 68.4 mil barriles diarios de crudo, mientras que de los terrestres apenas se esperan 18 mil 700 toneles por día.

El cargo Perforan 56 pozos petroleros en el primer trimestre apareció primero en Energía y Ecología.

La petrolera estatal y las privadas produjeron en el segundo mes del año un millón 633 mil barriles diarios, dato que se tradujo en una disminución mensual de 19 mil barriles por día.

El resultado de febrero también significó una contracción de 1.95 por ciento en comparación con igual periodo del año pasado, cuya extracción fue de un millón 666 mil barriles diarios.

La caída en la producción nacional de crudo se explica por la merma que reportó Pemex, pues durante el segundo mes del año sólo produjo un millón 545 mil barriles diarios.

El monto significó descensos de 1.32 por ciento frente a enero pasado y 4.29 por ciento anual, pues en febrero del año pasado extrajo en promedio un millón 614 mil barriles diarios.

Las empresas privadas extrajeron 88 mil barriles diarios, cifra que se tradujo en un incremento mensual de 3.02 por ciento y un crecimiento de 70.71 por ciento frente a igual lapso de 2021.

A pesar de que Pemex reportó una reducción en su producción y los privados observaron un alza, la empresa sigue colocándose como la principal productora de petróleo en el país, pues aportó 94.6 por ciento del volumen total.

Por otra parte, la extracción de Pemex suma siete meses con un nivel menor de un millón 600 mil barriles diarios, por lo que se sigue alejando de lograr los 2 millones de barriles diarios que se fijó la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador.

El cargo Producción de crudo cayó 1.10% mensual en febrero: CNH apareció primero en Energía y Ecología.

La asignación tiene una superficie de 333.07 kilómetros cuadrados y está localizada al sureste del estado de Tabasco, en la parte terrestre de la provincia petrolera Cuencas del Sureste.

De acuerdo con la CNH, los objetivos del plan de exploración consisten en incorporar recursos de hidrocarburos, así como realizar la perforación y terminación de un pozo exploratorio durante el periodo inicial de exploración.

Conforme a lo estimado por el asignatario, y ante el eventual éxito exploratorio de la perforación de los prospectos de ambos escenarios operativos, se podrían incorporar recursos hasta por 27 millones de barriles de petróleo crudo equivalente considerando valores a la media y riesgo geológico. La inversión contemplada en el escenario base sumaría un total de 30.1 millones de dólares y en el incremental de 53.4 millones de dólares.

El pozo busca alcanzar el cretácico medio a una profundidad de 5,900 metros donde espera recursos a incorporar de  100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito 24%

Mientras que en el incremental se planea realizar 6 estudios exploratorios y la perforación de los prospectos Yoso-1EXP y Yaxin-1EXP.

El cargo CNH aprueba plan de exploración para pozo ‘Techiaktli’; Pemex invertirá hasta 53.4 mdd apareció primero en Energía y Ecología.

Por otra parte, la CNH también aprobó la solicitud de Pemex para realizar la
perforación del pozo delimitador en aguas someras Xolotl-2DEL.
Para realizar estos trabajos se estiman 134 días. Sus objetivos geológicos están
en el Mioceno Superior, donde se estiman recursos contingentes por
4.14 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), con un costo de
58.3 millones de dólares.
Los recursos contingentes son aquellas cantidades de petróleo estimadas para ser
potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas mediante la aplicación
de proyectos de desarrollo.
Por otra parte, el órgano regulador también aprobó dos planes de
desarrollo para extracción que fueron presentados por Iberoamericana de
Hidrocarburos CQ.
Esta empresa tiene destinado invertir 360.74 millones de dólares para un par de
proyectos ubicados en Reynosa, Tamaulipas.
Asimismo, la CNH aprobó durante la 63° sesión extraordinaria una modificación al
Plan de Desarrollo para la extracción presentada por Pemex para la Asignación  A-0112-M-Campo Cuitláhuac.

El cargo 110 mdd a perforación de pozos apareció primero en Energía y Ecología.

Además, ha solicitado que, por la contingencia sanitaria por la pandemia de Covid-19, la autoridad reconozca incumplimientos en los plazos por caso fortuito de fuerza mayor no atribuible al contratista.

Modificación al programa de evaluación

Así lo dio a conocer la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en la 24 sesión extraordinaria de su órgano de gobierno.

En la sesión se aprobó la modificación al programa de evaluación de esta empresa en el Área terrestre 4 de la Ronda 2.2, con lo que la empresa pasará de un periodo de 15 a 36 meses de trabajos sólo para la etapa previa al desarrollo de los campos.

La empresa Pantera amplía el tiempo para la evaluación del potencial del área que le fue adjudicada ante el riesgo que corren frente al crimen organizado que existe en la región.

Y es que, según explicó Ricardo Trejo, director adjunto de Dictámenes de Exploración de la CNH, Pantera Exploración y Producción sólo podrá mantener al personal que realiza trabajos en el campo en un horario de 7:00 a 15:30 horas todos los días, ya que las condiciones de seguridad no permiten que sus trabajadores permanezcan más tiempo sin correr riesgos frente al crimen organizado.

“Así lo expresó el contratista, que en la región no existen condiciones para trabajar más que con ese horario”, aseguró.

Por ello, tras obtener la evaluación para comenzar a implementar su Sistema de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente (Sasisopa), la empresa decidió realizar más perforaciones delimitadoras, aunque ello requiera más tiempo aun en las condiciones de seguridad del área.

El área adjudicada a Pantera tiene una superficie de 440 kilómetros cuadrados en Tamaulipas, dentro de la Cuenca de Burgos.

Entre mayo de 2019 y abril de 2020, la firma había comprometido dos pozos de evaluación del potencial en la zona, mismos que no perforó.

En el nuevo plan aprobado comprometió una inversión adicional de hasta 27.7 millones de dólares en los próximos tres años para la perforación de hasta cinco pozos en los próximos tres años.

El área adjudicada a Pantera tiene una superficie de 440 kilómetros cuadrados en Tamaulipas, dentro de la Cuenca de Burgos.

Ahí, mediante la perforación de 60 pozos, Petróleos Mexicanos (Pemex) había descubierto ocho campos con recursos, denominados Ecatl, Fitón, Fósil, Granaditas, Ita, Pípila, Rusco y Ternero.

Nuevo objetivo

En la modificación, el operador tiene contemplado que los primeros dos pozos, de un escenario base en el campo Rusco y en el campo Pípila, con profundidades de alrededor de 2,500 metros, se van a perforar en septiembre de 2020 y dado que serán pozos someros,  se estima que en mes y medio se llevará a cabo la perforación y en octubre o noviembre se perforarían los tres adicionales en los campos Fósil, Ecatl y Granaditas.

Las probabilidades de éxito para el hallazgo de gas natural son de alrededor de 83%, gracias a las actividades que Pemex realizó en las etapas previas a la adjudicación del campo a la empresa privada.

En abril, Pantera extrajo 3.946 millones de pies cúbicos al día de gas en el área, es decir, el 1.2% de la producción de gas mediante contratos en el país.

El comisionado Sergio Pimentel explicó que a la vez, Pantera Exploración y Producción interpuso ante la CNH el reconocimiento de que existe un impedimento de fuerza mayor que no se puede atribuir al contratista por la emergencia del Covid-19, que ha impedido que avance en sus actividades como lo planteó cuando le fueron aprobados los planes de trabajo, pero que esa resolución se discutirá en una sesión posterior.

Cabe recordar que en esta área Pantera tiene plan de exploración vigente, así como un plan de desarrollo que se basó en el programa de transición para continuar con las actividades de Pemex.

En abril, Pantera extrajo 3.946 millones de pies cúbicos al día de gas en el área, es decir, el 1.2% de la producción de gas mediante contratos en el país, que son 250 millones de pies cúbicos al día, de los 4,800 millones de pies cúbicos diarios que en total reporta el país.

El cargo Inseguridad retrasa exploración en la Cuenca gasífera de Burgos apareció primero en Energía y Ecología.