Diseñado para cargar hasta 250 millones de pies cúbicos diarios, el ducto llegó a su tope antes de que el estado terminara de crecer. En 2022, la vicepresidenta de Engie —la empresa francesa que opera el sistema— ya decía en voz alta lo que los industriales locales sabían desde antes: el tubo estaba lleno. No cabía más gas. Y sin más gas, no había cómo bajar las tarifas eléctricas, instalar nuevas plantas generadoras ni convencer a una empresa manufacturera de que Mérida era una mejor apuesta que Monterrey.

Ese tope no cayó de improviso. Fue el resultado acumulado de décadas en que la Península quedó fuera de la red nacional de gasoductos que sí se tendió en el norte y centro del país. Mientras Monterrey, Guadalajara o Querétaro competían por inversión industrial con tarifas eléctricas respaldadas por gas barato, Yucatán quemaba diésel y combustóleo —más caros, más sucios— porque era lo único que llegaba.

La demanda que crece

La Península no se quedó quieta mientras esperaba el gas. El Tren Maya aceleró el turismo, el boom inmobiliario en la costa elevó el consumo residencial y la apertura de nuevos corredores industriales en el estado sumó demanda. El Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2024-2038 documentó que en 2023 la Península fue la región del país con mayor incremento en su consumo eléctrico: 10 por ciento. Se proyectaba un alza de otro 15 por ciento en los cinco años siguientes.

Pero la Península solo genera el 60 por ciento de la electricidad que consume, de acuerdo con el análisis “¡A romper barreras! Cómo detonar la inversión en México: Caso Yucatán”, presentado por México Evalúa en mayo de 2026. El resto llega por transmisión desde otros estados, lo que añade pérdidas y fragilidad al suministro. Cada kilómetro de demanda nueva sobre el sistema le llegaba a una red que ya estaba al borde.

El informe de México Evalúa encontró también que la brecha entre el crecimiento de las exportaciones y la atracción de inversión se ensanchó en 2024. Las exportaciones estatales subieron 20.1 por ciento. Pero la inversión extranjera directa llegó solo a 148 millones de dólares y el estado cayó a la posición 25 nacional en captación de capital foráneo. Para una entidad que aspira a convertirse en polo del nearshoring en el sureste, ese número duele.

La infraestructura energética aparece en el análisis como uno de los factores decisivos. “La política energética y la política económica dejaron de ser conversaciones separadas”, dijo Mariana Campos, directora general de México Evalúa, al presentar el estudio. La conclusión era directa: sin electricidad confiable y competitiva, las ventajas logísticas de Yucatán no alcanzan para cerrar la brecha con los polos industriales del norte.

El ducto al tope y los años perdidos

El gasoducto Mayakán no es un ducto viejo y descuidado. Es una infraestructura de acceso abierto operada por Energía Mayakán, filial de Engie, que además de abastecer a las plantas de la CFE en Yucatán y Campeche, surte a la industria a través de su afiliada IGASAMEX. Esta empresa distribuye gas natural a sectores textil, alimentario y de la construcción en la región, con clientes en los 13 estados donde opera.

El problema nunca fue el ducto en sí. Fue que la Península creció por encima de lo esperado. Y la solución —construir un segundo ducto en paralelo— tropezó durante años con obstáculos de distinto tamaño: retrasos en las plantas generadoras que justificarían el gasto, negociaciones técnicas y comerciales entre la CFE y Engie que tardaron más de lo esperado, consultas comunitarias con 14,000 personas en 38 comunidades mayas a lo largo de la ruta, y el tiempo que toma alinear una inversión de 2,000 millones de dólares.

“La capacidad del ducto actual ya llegó a su límite para seguir creciendo”, reconocía públicamente la vicepresidenta de Engie en octubre de 2022. Lo decía como diagnóstico, no como alarma. La empresa ya tenía firmado un convenio con la CFE para ampliar el sistema. Pero la obra no arrancaba porque las plantas de ciclo combinado que justificaban la inversión —Mérida IV y Riviera Maya, en Valladolid— acumulaban retrasos propios.

La planta Mérida IV es el caso más elocuente de cómo se apilan los atrasos en infraestructura pública. La CFE la prometió para noviembre de 2024. Después empujó la fecha a octubre de 2025. Finalmente encendió la planta —rebautizada “Elvia Carrillo Puerto”— el 12 de mayo de 2026, cuatro años después del inicio de su construcción. Una inversión de 300 millones de dólares y 499 megavatios de capacidad que llegaron 18 meses tarde.

Su planta hermana, la “Riviera Maya” en Valladolid, con capacidad para 1,020 megavatios y más de mil millones de dólares de inversión, no tiene fecha de entrega confirmada. La proyección inicial era enero de 2025. Después se habló de finales de 2027. En el último reporte oficial, la fecha permanece sin precisar.

Cuxtal II: el ducto que llega con retraso

El 13 de junio de 2024, en la hacienda Uayamón de Campeche, arrancó formalmente la construcción del gasoducto Cuxtal II —el nombre viene del maya y significa ‘para arriba’—. La obra consiste en un segundo ducto de 700 kilómetros que correrá en paralelo al Mayakán original, pasando por Chiapas, Tabasco, Campeche y Yucatán. Además incluye tres nuevas estaciones de compresión y tres de medición.

El proyecto lo ejecutan Engie y el fondo de infraestructura Macquarie Asset Management, que se asociaron en julio de 2024. Engie calificó la obra como uno de los proyectos más grandes de transporte de gas natural que se construirán en México. La inversión suma 2,000 millones de dólares. Generará cerca de 4,000 empleos directos e indirectos durante la construcción y dejará 275 obras de infraestructura social en las comunidades de la ruta.

Cuando el ducto esté listo, la capacidad de transporte pasará de 250 a 567 millones de pies cúbicos diarios. Más del doble. Eso permitirá alimentar a plena capacidad las dos plantas de ciclo combinado de la CFE en la región —Mérida IV y Riviera Maya—, suministrar gas a la industria que hoy espera y, en teoría, bajar las tarifas eléctricas que llevan décadas por encima del promedio nacional.

Pero la obra no llegará cuando se prometió. El calendario original fijaba el arranque de operaciones en el cuarto trimestre de 2026. En abril de 2025, Ana Laura Ludlow, vicepresidenta de asuntos gubernamentales y sostenibilidad de Engie México, confirmó a Bloomberg que el proyecto terminará en el primer semestre de 2027. La obra avanza en fases; la conclusión total toma más tiempo del anunciado inicialmente.

Ludlow aclaró que el proyecto no sufrió afectaciones por los aranceles impuestos por Estados Unidos a los productos mexicanos ni por la extinción de los reguladores CRE y CNH —las comisiones sectoriales que desaparecieron con la reforma energética de 2025—. Los materiales son de fabricación nacional y los permisos se tramitaron con anticipación. La supervisión regulatoria recayó en la Secretaría de Energía y en la nueva Comisión Nacional de Energía.

Un dato pone en perspectiva el tamaño del esfuerzo: el proceso de consulta previa con las comunidades mayas que viven a lo largo de la ruta tardó años e involucró 217 asambleas con 14,000 personas. En ese proceso se comprometieron 169 obras sociales para las comunidades afectadas. No es un detalle menor. Es la razón por la que proyectos de esta escala en territorios con presencia indígena tardan más de lo que los cronogramas iniciales calculan.

Lo que espera en la fila

Detrás del gas están las inversiones que no se han decidido todavía. Yucatán tiene ventajas logísticas reales: el puerto de Progreso, la conectividad aérea de Mérida, la mano de obra disponible en el interior del estado, la relativa seguridad frente a otras zonas del país. Pero ninguna de esas ventajas cierra la negociación si el prospecto industrial pregunta cuánto pagará de luz y la respuesta es “entre 12 y 22 por ciento más que en el norte”.

El estudio de México Evalúa identificó 295 oportunidades de mejora regulatoria en el estado y sus municipios. Más del 85 por ciento de esas barreras tienen que ver con eficiencia gubernamental y trámites administrativos, no con infraestructura. Pero la energía aparece como el cuello de botella más duro: es el que no se resuelve con un decreto ni con una ventanilla única. Requiere acero, concreto, derechos de vía y años de construcción.

La pregunta que no desaparece es cuánto costará el tiempo transcurrido. El gas que llegará en 2027 estaba previsto desde 2019, cuando el secretario de Fomento Económico del estado ya prometía que para ese año las tarifas serían competitivas con el norte. Pasaron ocho años. Las plantas prometidas para 2024 y 2025 se encendieron en 2026 y posiblemente 2027. Las empresas que buscaban ubicación en ese periodo tomaron decisiones con los datos que tenían.

Yucatán no perdió todas esas inversiones. Algunas llegaron de todas formas. Pero no llegaron todas las que pudieron haber llegado si el gas hubiera estado disponible cuando se prometió.

El rezago no es solo de Yucatán

Es tentador leer el rezago energético de Yucatán como un problema local, como una consecuencia de estar lejos del centro del país o de tener una economía históricamente orientada al turismo y no a la industria pesada. Pero el patrón se repite en Campeche y Quintana Roo con variaciones menores. Y el diagnóstico de fondo es el mismo que aplica a otras regiones del país donde la infraestructura de gas no llegó a tiempo: la inversión en gasoductos en México se concentró durante décadas en el norte y el centro, siguiendo la lógica de la demanda industrial ya existente, no la de la demanda potencial que podría desarrollarse si el gas llegara primero.

El gobierno federal de Andrés Manuel López Obrador intentó revertir esa tendencia con el paquete de inversión para la Península: las plantas de ciclo combinado, el Cuxtal II, el gasoducto “Puerta al Sureste” frente a las costas del Golfo. Pero los proyectos llegaron tarde, se retrasaron en la ejecución y el efecto sobre tarifas y competitividad industrial quedó diferido. El gobierno de Claudia Sheinbaum heredó esa agenda pendiente y la incluyó en el Plan Estratégico 2025-2035 de Pemex.

Para los industriales yucatecos, el cambio de administración federal no cambia el dato central: el gas que necesitan para operar con costos competitivos no llegará sino hasta que el Cuxtal II entre en operación. Y eso, según el último calendario disponible, es el primer semestre de 2027.

El cargo Sin gas para que Yucatán crezca apareció primero en Energía y Ecología.

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 volvió a descartar cualquier expansión de la energía nuclear como fuente de generación eléctrica en México, al señalar durante su conferencia matutina en Palacio Nacional que esta tecnología conlleva “impactos en muchos casos no reversibles”. Sheinbaum reitera el no a la energía nuclear en México; la mandataria hizo este pronunciamiento en el mismo evento en el que se presentó el avance de un proyecto de hidrógeno verde en Baja California Sur y las primeras conclusiones del comité científico que analiza la viabilidad del gas natural no convencional en el país, dos piezas centrales de la estrategia energética que su gobierno ha decidido priorizar por encima de la opción atómica.

Con esta declaración, Sheinbaum confirmó una postura que ha mantenido sin variaciones desde antes de asumir la presidencia: ni el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico (PLADESE) 2025-2039 ni el plan de expansión eléctrica presentado en 2026 contemplan la construcción de nuevos reactores nucleares en el sexenio. La hoja de ruta oficial se concentra en dos frentes, las energías renovables —solar, eólica, geotérmica e hidroeléctrica— y las plantas de ciclo combinado a gas natural, que la administración federal describe como el respaldo necesario mientras se consolida la transición hacia fuentes limpias.

La postura de Sheinbaum frente a la energía nuclear

La posición de la mandataria no es nueva. El 10 de octubre de 2024, apenas semanas después de asumir el cargo, Sheinbaum respondió a un cuestionamiento sobre la propuesta de la entonces gobernadora electa de Veracruz, Rocío Nahle, quien como secretaria de Energía del gobierno de Andrés Manuel López Obrador había planteado la construcción de un tercer reactor en la central de Laguna Verde. En esa ocasión, la presidenta indicó que ella “no es muy pro-nuclear”, pues consideró que, si bien esta fuente no emite gases de efecto invernadero, sí acarrea otros riesgos ambientales. Precisó entonces que Laguna Verde “opera muy bien y con los máximos estándares”, pero descartó de forma explícita que el país fuera a crecer su matriz eléctrica por la vía atómica, apostando en cambio por los ciclos combinados de gas iniciados durante el sexenio anterior y por el impulso a las renovables.

Casi dos años después, el 6 de agosto de 2026, la mandataria reiteró ese diagnóstico y lo amplió: subrayó que, a diferencia de otros países que sí han optado por ampliar su capacidad nuclear, su gobierno considera que esta tecnología implica riesgos que, en algunos escenarios, no tienen marcha atrás. La presidenta insistió en que la prioridad del sector eléctrico mexicano seguirá siendo la combinación de fuentes renovables e hidrógeno verde con bajo impacto ambiental, sin cerrar por completo la puerta a evaluar el gas no convencional bajo condiciones ambientales y sociales estrictas, en un contexto en el que el país depende de importaciones estadounidenses para alrededor de siete de cada diez unidades de gas natural que consume.

Laguna Verde, la única central nuclear del país

México opera actualmente una sola planta nucleoeléctrica, Laguna Verde, ubicada en el municipio de Alto Lucero de Gutiérrez Barrios, en Veracruz, y administrada por la Comisión Federal de Electricidad. La central cuenta con dos reactores de agua hirviente (BWR) fabricados por General Electric, con una capacidad instalada cercana a los 1,640 megawatts, y aporta entre el 3 y el 5% de la electricidad generada en el país, una proporción relevante dentro de la generación limpia de la CFE. La Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias es el organismo encargado de supervisar su operación y de haber autorizado las licencias que permiten que la Unidad 1 funcione hasta 2050 y la Unidad 2 hasta 2055, extensiones que el gobierno y organismos internacionales como el Organismo Internacional de Energía Atómica han respaldado al considerar que la planta cumple con altos estándares de seguridad. La central se mantiene en operación y suscribe contratos comerciales —como el acordado con la planta de Nissan en 2025— pero, de acuerdo con lo señalado reiteradamente por la presidenta, no forma parte de ningún plan de ampliación.

Qué contempla el PLADESE 2025-2039 y el nuevo plan de expansión eléctrica

El Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025-2039, publicado en octubre de 2025 en el Diario Oficial de la Federación, no incluye ninguna nueva capacidad nuclear entre sus proyecciones de expansión a 15 años. En su lugar, la Secretaría de Energía definió una ruta que privilegia la incorporación de nueva generación limpia y ciclos combinados de gas natural como respaldo del sistema. A ese instrumento se sumó, ya en 2026, el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, que contempla agregar alrededor de 32 mil megawatts adicionales de capacidad hacia 2030, de los cuales cerca de siete de cada diez megawatts corresponderían a fuentes renovables, principalmente solar fotovoltaica y eólica, mientras que el resto se cubriría con plantas de ciclo combinado a gas como respaldo. La meta declarada por el gobierno es elevar la participación de las renovables en la matriz eléctrica nacional, que actualmente ronda entre el 23 y el 24%, hasta cerca del 38% en 2030. La Comisión Federal de Electricidad conserva el control mayoritario de la generación, aunque el gobierno ha otorgado permisos a empresas privadas para el desarrollo de proyectos solares y eólicos que complementen la expansión estatal.

Investigación nuclear sin fines de generación eléctrica

El rechazo a expandir la capacidad nuclear para generar electricidad no ha significado el abandono de la investigación científica en la materia. México mantiene y refuerza su colaboración con la Organización Europea para la Investigación Nuclear, conocida como CERN, un vínculo que Sheinbaum ratificó en julio de 2026 en un encuentro con autoridades suizas orientado a fortalecer proyectos de innovación científica y educativa. Se trata, sin embargo, de investigación básica en física de partículas, sin relación con la generación de energía eléctrica en territorio mexicano. Por su parte, el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares mantiene líneas de estudio de largo plazo sobre pequeños reactores modulares, con posibles aplicaciones futuras en generación eléctrica, cogeneración o desalinización en zonas como Baja California, aunque el propio instituto ha precisado que estas investigaciones no representan compromisos concretos ni forman parte de los planes de expansión eléctrica vigentes.

Contexto: soberanía energética y trayectoria académica de Sheinbaum

La postura de la mandataria frente a la energía nuclear se enmarca en una trayectoria académica previa a su llegada a la presidencia. Doctora en Ingeniería Energética por la Universidad Nacional Autónoma de México, Claudia Sheinbaum desarrolló buena parte de su carrera académica en temas de cambio climático y energías renovables, e incluso coautoría textos que analizaban escenarios de alta penetración de fuentes limpias en la matriz energética del país. Esa trayectoria explica, según especialistas del sector, la consistencia de su discurso desde la campaña presidencial y su llegada como presidenta electa en agosto de 2024 hasta la actualidad.

El sector eléctrico mexicano y su evolución

Con el escenario descrito, la administración de Sheinbaum mantiene una línea de política energética que combina tres elementos: la operación segura y sin expansión de Laguna Verde, el impulso acelerado a fuentes renovables y ciclos combinados de gas como eje del crecimiento de la generación eléctrica, y una evaluación cautelosa del gas no convencional condicionada a criterios ambientales y sociales estrictos. Hasta agosto de 2026 no existe evidencia de que esta postura vaya a modificarse, por lo que la energía nuclear seguirá teniendo en México un papel de generación estable pero acotado, mientras la discusión pública se centra en el ritmo de la transición hacia las renovables y en el destino final del debate sobre el fracking en el norte del país.

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El cargo Sheinbaum reitera el no a la energía nuclear en México 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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El cargo Comité científico matiza propuesta de Sheinbaum apareció primero en Energía y Ecología.

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.

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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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El cargo Usar fracking en México podría resultar costoso apareció primero en Energía y Ecología.

“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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Hoy, más del 75% del gas con el que México produce electricidad llega desde Estados Unidos. No hay reservas estratégicas. No hay plan B activado. Y el mundo, en estos meses, se sacude. Esto es un hecho ya bien sabido.

La guerra en Medio Oriente presiona los mercados globales de energía. El país no enfrenta hoy un desabasto masivo, pero los márgenes se estrechan y los avisos se acumulan.

Aumenta riesgos en México por gas natural: qué tan cerca está el límite

El sistema tiene tres puntos de quiebre.

Primero: los inventarios. México almacena gas equivalente a apenas 2.4 días de consumo, distribuidos en tres terminales de gas natural licuado. La terminal de gas natural licuado de Altamira, junto con las de Manzanillo y Costa Azul, concentra esa reserva mínima. La meta oficial era llegar a cinco días de almacenamiento para 2026; ese objetivo no se alcanzó por ahora.

Segundo: el precio. La Secretaría de Energía (SENER) proyectó escenarios de hasta 8 dólares por MMBtu para este año, un nivel que encarece la generación eléctrica y empuja los subsidios al límite. Las coberturas financieras de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) protegen alrededor del 60 al 65% del consumo diario frente a picos de precio, pero no blindan contra la escasez física.

Tercero: el corredor de abasto. Si Estados Unidos redirige volúmenes de gas natural a Europa o Asia —algo que los analistas consideran posible si la tensión en torno al estrecho de Ormuz escala y reconfigura los flujos globales de GNL—, México recibirá menos y pagará más, sin alternativas reales a corto plazo.

Lo que ya pasó y lo que puede repetirse

Durante la tormenta invernal de 2026, CFE reconoció en comunicados internos que las bajas temperaturas en el sur de Estados Unidos podían interrumpir entregas y elevar el precio del gas de un día para otro. No fue una alerta teórica: fue operativa, directa y sin margen de maniobra, el SISTRANGAS fue declarado en alerta crítica y se tuvo que recurrir a apagones escalonados.

La Península de Yucatán, que depende de un gasoducto único, ya vivió apagones por fallas en el suministro. Ese patrón no desapareció; solo espera condiciones para repetirse.

El gobierno reconoce el problema

La presidencia señaló públicamente que el gas natural es hoy la gran “pendiente” de la soberanía energética. CFE tiene más de 28 mil MW de capacidad que no usa gas —hidroeléctricas, nuclear, carbón, renovables— y eso da margen ante cortes parciales. Pero la generación basada en gas sigue creciendo, y el almacenamiento estructural no avanza al mismo ritmo.

Sin nuevas terminales de regasificación, sin gasoductos hacia fuentes alternas y sin reservas suficientes, el sistema aguanta mientras el clima coopera y los mercados no se disparan. Cuando alguna de esas condiciones falla, el margen desaparece rápido.

México produce electricidad mayoritariamente con gas. Y ese gas llega de un solo vecino, por gasoductos que cruzan zonas climáticamente inestables. Así están las cosas.

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