El miércoles arrancó el proceso de consulta en al menos nueve secciones a través de asambleas generales extraordinarias. El único punto formal de discusión fue un informe sobre los avances de la revisión salarial 2026-2027.

Tras analizar la propuesta de la empresa, que también contempla un incremento del 2 por ciento en prestaciones, los trabajadores decidieron no aprobarla. El rechazo se extendió el día siguiente a otras dirigencias locales.

¿Por qué se rechaza el aumento salarial de 3.5% a trabajadores de Pemex?

Las secciones argumentan que el porcentaje propuesto no compensa la pérdida del poder adquisitivo. Señalaron que se encuentra por debajo de los niveles de inflación actuales.

Entre las secciones que ya rechazaron la propuesta se encuentran la 52 de Guadalajara, Jalisco; la 45 y la 43 de la Ciudad de México; la 29 de Comalcalco, Tabasco; la 26 de Las Choapas, Veracruz; la 13 de Cerro Azul, Veracruz, y la 9 de Veracruz.

El miércoles también votaron en contra las secciones 47 de Ciudad del Carmen, Campeche; 35 de Tula, Hidalgo; 34 de la Ciudad de México; 31 de Coatzacoalcos; 25 de Ciudad Naranjos y 22 de Agua Dulce, estas últimas de Veracruz.

Durante las asambleas, el grueso de las secciones manifestó su apoyo absoluto al secretario general Ricardo Aldana, así como a la comisión revisora. Optaron por avalar una nueva prórroga para extender el plazo de estallamiento de la huelga.

¿Qué acusaciones ha hecho el sindicato contra Pemex?

El STPRM ha acusado a la empresa estatal de incumplir más de 100 cláusulas del contrato colectivo. Entre los señalamientos destacan deficiencias en materia de seguridad laboral, fallas en la prestación de servicios médicos y el deterioro de diversas prestaciones de los trabajadores.

En la revisión contractual 2025, las partes acordaron un incremento de 4.5 por ciento. En la revisión salarial 2024-2025 se pactó un aumento global del 7 por ciento.

La propuesta actual de aumento salarial de 3.5% a trabajadores de Pemex se considera insuficiente en comparación con esos precedentes. Las asambleas buscan alcanzar un acuerdo más favorable a través de la continuidad de las negociaciones.

Este viernes sesionarán otras dirigencias locales. Se espera que el proceso de consulta continúe en las secciones restantes para definir la postura final de la organización sindical.

¿Cuál es la postura de la dirigencia nacional del STPRM?

La dirigencia nacional del sindicato petrolero ha marcado la línea de rechazo a la propuesta. Las secciones locales han respaldado de manera mayoritaria esta posición durante las asambleas realizadas.

Los trabajadores decidieron extender el plazo de estallamiento de la huelga, que vencía a finales de este mes. El objetivo es continuar las negociaciones con la empresa y lograr un acuerdo satisfactorio para la base laboral.

El apoyo a Ricardo Aldana y a la comisión revisora se reiteró en las reuniones. Las secciones expresaron su respaldo unánime a la estrategia de negociación planteada por la dirigencia.

El proceso de consulta se desarrolla de manera ordenada en las distintas regiones del país. Cada asamblea general extraordinaria ha permitido a los trabajadores conocer los avances de la revisión salarial y emitir su voto.

La propuesta de Pemex incluye el aumento salarial de 3.5 por ciento más un 2 por ciento en prestaciones. Sin embargo, la mayoría de las secciones consultadas hasta el momento la han desestimado.

El sindicato mantiene el diálogo abierto con la empresa estatal. La prórroga del emplazamiento a huelga busca generar espacio para nuevas rondas de negociación que contemplen mejores condiciones.

Las deficiencias señaladas en seguridad laboral y servicios médicos forman parte de las demandas recurrentes. El STPRM insiste en el cumplimiento integral del contrato colectivo de trabajo.

Los antecedentes de incrementos superiores en revisiones previas sirven de referencia para la base trabajadora. El 4.5 por ciento de 2025 y el 7 por ciento global de 2024-2025 contrastan con la oferta actual.

La consulta se realiza en línea con la postura de la dirigencia nacional. Las secciones han actuado de manera coordinada al rechazar la propuesta y respaldar la extensión del plazo de huelga.

Este viernes se sumarán más asambleas al proceso. El resultado final dependerá de la votación en el conjunto de las 36 secciones que integran el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana.

La negociación salarial 2026-2027 se encuentra en una etapa decisiva. El rechazo mayoritario al aumento salarial de 3.5% a trabajadores de Pemex obliga a la empresa a reconsiderar su postura inicial.

Los trabajadores petroleros buscan preservar su poder adquisitivo frente a la inflación. La decisión de las asambleas refleja la preocupación por las condiciones económicas actuales.

La prórroga aprobada permite que las conversaciones continúen sin la presión inmediata del estallamiento de huelga. Ambas partes tendrán oportunidad de presentar nuevas propuestas en los próximos días.

El secretario general Ricardo Aldana cuenta con el respaldo expresado en las asambleas. La comisión revisora mantiene el mandato de negociar en representación de la base laboral.

El proceso de consulta sigue abierto en varias secciones. Los resultados de este viernes podrían consolidar aún más la posición de rechazo a la oferta presentada por la empresa.

La revisión salarial forma parte de los mecanismos periódicos de actualización de condiciones laborales en el sector petrolero. El desenlace de estas asambleas definirá el rumbo de las negociaciones con Petróleos Mexicanos.

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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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Qué anunció Pemex sobre el cierre del pozo Krem-1

En su tarjeta informativa oficial, Pemex detalló que el cierre se logró gracias al despliegue de equipos técnicos especializados que instalaron un nuevo sistema de válvulas y tuberías en el cabezal del pozo. La compañía indicó que, superada la fase crítica, ahora enfocará sus esfuerzos en un programa integral de saneamiento ambiental y en la compensación y reparación de daños específicos en la zona, en coordinación con autoridades federales, estatales y municipales.

La petrolera precisó que mantendrá de forma permanente sus Unidades Médicas Móviles, con servicios médicos y odontológicos para más de 45 comunidades cercanas al sitio. Asimismo, informó que avanza la construcción de una Casa de Salud en el ejido Benito Juárez y el equipamiento de las unidades médicas de El Remolino y Linda Vista. En materia educativa, Pemex reportó la entrega de mobiliario escolar nuevo para reforzar las escuelas de la región, mientras que en infraestructura adelantó que concluirá en breve la ingeniería de un camino de 26 kilómetros con asfalto en caliente entre los ejidos Río Playas y El Remolino. La empresa añadió que ya entregó al municipio de Las Choapas mil toneladas de concreto, una unidad de desazolve tipo Vactor, una pipa de 10 mil litros y combustible para labores locales.

Cronología del incidente en Las Choapas, Veracruz

El origen de la contingencia se remonta al 5 de marzo de 2026, cuando el pozo Krem-1 —parte de un programa exploratorio de hidrocarburos de Pemex en el sur de Veracruz— alcanzaba alrededor de 3,336 metros de profundidad durante labores de perforación. En ese punto se presentó un flujo inesperado de gas que, según la secuencia técnica descrita por Pemex, se intentó derivar hacia un sistema de quemador de seguridad; sin embargo, una fuga en conexiones superficiales terminó por incendiar el equipo de perforación. Cientos de personas fueron evacuadas de manera preventiva de comunidades cercanas y la empresa reportó que no hubo personas lesionadas.

Pemex anunció el cierre del pozo Krem-1, impactos en la salud

Lo que en un primer momento se describió como un evento controlado en horas se extendió durante alrededor de 150 días. La gobernadora de Veracruz, Rocío Nahle, reconoció en julio que apagar por completo el pozo tomaría varios meses debido a la complejidad técnica del proceso, para lo cual la empresa recurrió a especialistas y maquinaria traída del extranjero. La presidenta Claudia Sheinbaum, por su parte, instruyó en junio a la Secretaría de Salud federal para revisar, junto con su contraparte estatal, las denuncias de habitantes de Las Choapas que reportaban molestias respiratorias y oculares asociadas al humo del pozo.

Impacto ambiental y emisiones de metano documentadas

Mientras el pozo permaneció activo, organizaciones civiles especializadas en monitoreo satelital estimaron que se quemaron entre 250 y 300 millones de metros cúbicos de gas natural entre marzo y julio, una cifra equivalente a una porción significativa del gas doméstico consumido en México en un año. A partir de esos datos, calcularon una liberación de alrededor de 500 mil toneladas de dióxido de carbono, cifra que podría acercarse a 620 mil toneladas de CO₂ equivalente si se contabiliza el metano no quemado que pudo escapar a la atmósfera. El metano es un gas de efecto invernadero considerablemente más potente que el CO₂ en el corto plazo, con un potencial de calentamiento global varias decenas de veces mayor en un horizonte de veinte años, de acuerdo con estimaciones científicas recogidas por la comunidad académica.

Pemex anunció el cierre del pozo Krem-1, efectos en la población

Las mismas organizaciones documentaron afectaciones en alrededor de 270 hectáreas alrededor del cabezal del pozo, entre suelo calcinado y vegetación muerta o dañada, además de reportes de contaminación en arroyos cercanos y muerte de animales de traspatio y ganado. Habitantes de decenas de comunidades ubicadas en un radio de hasta diez kilómetros manifestaron dolores de cabeza, náuseas e irritación en ojos y vías respiratorias, y exigieron estudios independientes de aire, agua, suelo y salud.

Pemex, en contraste, ha sostenido que sus monitoreos de calidad del aire se mantuvieron por debajo de los límites permisibles y que no ha identificado casos de intoxicación vinculados al incidente, aunque un directivo de la empresa reconoció la muerte de decenas de animales en la zona. La Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente es la entidad federal encargada de supervisar este tipo de riesgos en el sector hidrocarburos, mientras que la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales participa junto con sus contrapartes de Canadá y Estados Unidos en la Comisión para la Cooperación Ambiental, instancia ante la cual organizaciones civiles presentaron una petición en junio para revisar el cumplimiento de la legislación ambiental mexicana en este caso.

El precedente de Ixtoc I y otros descontroles de pozos de Pemex

El caso Krem-1 revivió comparaciones con el histórico reventón del pozo Ixtoc I, ocurrido en 1979 en la Bahía de Campeche, considerado durante décadas el mayor derrame petrolero registrado hasta la aparición del caso Deepwater Horizon en 2010.

Aquel accidente, también originado por una pérdida de control durante la perforación, mantuvo un flujo continuo de crudo hacia el Golfo de México durante cerca de 290 días, hasta su sellado definitivo en marzo de 1980, y contaminó playas de varios estados mexicanos y del sur de Texas. Aunque Krem-1 e Ixtoc I difieren en la naturaleza del hidrocarburo liberado —gas natural en un caso, petróleo crudo en el otro— y en el entorno del siniestro —terrestre frente a marino—, ambos episodios comparten un patrón similar: la pérdida de control de un pozo exploratorio derivó en una contingencia prolongada cuya magnitud ambiental solo pudo cuantificarse con precisión meses después de iniciado el evento.

Reparación social y siguientes pasos en Las Choapas

Con el pozo formalmente cerrado, Pemex adelantó que el llamado Programa de Atención de Afectaciones continuará con brigadas en campo para integrar expedientes y mapear los daños por zonas, con el objetivo de ofrecer una respuesta ordenada a cada caso de la población afectada. La gobernadora Nahle ha señalado que la remediación ambiental definitiva —incluida la atención a cultivos, cuerpos de agua y ganado— se ejecutará de manera coordinada entre el gobierno estatal y la petrolera una vez confirmado el cierre total del pozo. Organizaciones como la Alianza Mexicana Contra el Fracking han insistido en que la etapa de reparación debe incluir verificaciones independientes, más allá de los reportes internos de la empresa, para determinar el alcance real de los daños a la salud y al entorno en una región donde la actividad petrolera ha sido, durante décadas, el eje de la economía local.

El cierre del Krem-1 marca el fin de la fase más crítica de la contingencia, pero no el cierre del expediente: la reparación de daños, el saneamiento del suelo y el seguimiento médico a las comunidades de Las Choapas apenas comienzan una nueva etapa que, según lo anunciado por la propia empresa, se prolongará durante los próximos meses.

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La operación fue confirmada por la presidenta de México, Claudia Sheinbaum, quien explicó que Pemex Internacional será la filial encargada de canalizar las exportaciones hacia el país asiático durante un periodo que, hasta ahora, no ha sido precisado por el gobierno mexicano.

Una ruta marítima inusual para esquivar el conflicto

Para llegar a su destino, el buque tuvo que abandonar las rutas comerciales tradicionales. En lugar de cruzar por Medio Oriente, la embarcación bordeó el Cabo de Buena Esperanza, en el extremo sur de África, un trayecto considerablemente más largo y costoso, pero que reduce la exposición a las zonas de mayor tensión bélica.

El cargamento arribará primero a la refinería de Yokkaichi, en el centro de Japón, y posteriormente será trasladado a la planta de Chiba, cerca de Tokio. Ambas instalaciones pertenecen a Cosmo Oil, subsidiaria del consorcio Cosmo Energy, y cuentan con sistemas de coquización y desulfuración capaces de procesar crudos pesados como el Maya, la mezcla insignia de la producción mexicana.

El cierre de Ormuz dispara la búsqueda de proveedores alternativos

El origen de esta operación está directamente ligado a la guerra que estalló a finales de febrero de 2026 entre Estados Unidos, Israel e Irán. El bloqueo del estrecho de Ormuz —ruta por la que transita aproximadamente una quinta parte de la demanda mundial de crudo— provocó un repunte superior al 22% interanual en los precios del petróleo Brent y encendió las alarmas en Tokio.

Antes del conflicto, Japón dependía de Medio Oriente para cerca del 94% de sus importaciones petroleras, y hasta un 70% de todo su suministro debía transitar obligatoriamente por Ormuz. La interrupción de ese corredor dejó al país asiático ante un riesgo real de desabasto, lo que obligó a sus autoridades energéticas a buscar, de forma urgente, fuentes alternas de crudo, entre ellas México.

El pacto entre Sheinbaum y Takaichi que hizo posible el envío

El antecedente político del cargamento se remonta a abril de 2026, cuando la presidenta Claudia Sheinbaum y la primera ministra japonesa, Sanae Takaichi, sostuvieron una conversación en la que acordaron reforzar la cooperación energética bilateral como medida de seguridad nacional para Japón. De acuerdo con la mandataria mexicana, el gobierno de Takaichi ya había manifestado previamente a Pemex su interés en importar crudo mexicano.

Ese acercamiento se tradujo, meses después, en el primer embarque concreto: un millón de barriles operados comercialmente por PMI Comercio Internacional, brazo de Pemex responsable de colocar petróleo mexicano en mercados de América, Europa, India y Asia.

¿Cuánto crudo puede exportar México sin afectar el mercado interno?

La magnitud del envío también abrió el debate sobre su impacto en el abasto nacional. Sheinbaum situó la producción petrolera del país en alrededor de 1.8 millones de barriles diarios, de los cuales 1.4 millones se destinan al procesamiento en refinerías mexicanas, dejando un excedente exportable de entre 400 mil y 500 mil barriles diarios —principalmente hacia Estados Unidos—. Cifras oficiales más recientes, sin embargo, ubican la producción nacional en un nivel más ajustado, cercano a 1.65 millones de barriles diarios, lo que reduce el margen disponible para operaciones extraordinarias como esta.

El millón de barriles enviado a Japón equivale a una porción considerable del excedente exportable diario del país, por lo que el gobierno mexicano ha insistido en que se trata de un apoyo puntual y no de un compromiso de suministro permanente.

Una jugada de diplomacia energética con beneficios para ambas partes

Para Pemex, la operación representa la oportunidad de colocar volumen adicional en un mercado asiático donde la escasez ha elevado los precios. Para el gobierno mexicano, el episodio se presenta como una muestra de la capacidad del país para actuar como proveedor confiable en momentos de crisis internacional, fortaleciendo los lazos con uno de sus principales socios comerciales en Asia, una relación que además se sostiene con fuertes inversiones japonesas en el sector automotriz mexicano.

Más allá del alivio inmediato a sus refinerías, para Japón el envío envía una señal política: la de una estrategia de diversificación energética que busca reducir, a mediano plazo, su histórica dependencia de Medio Oriente y explorar alianzas transpacíficas más estables, en un contexto donde persisten las hostilidades en el estrecho de Ormuz.

El cargo Un millón de barriles de crudo mexicano llegan a Japón apareció primero en Energía y Ecología.

De acuerdo con cifras del comportamiento reciente de Petróleos Mexicanos, la Región Marina Noroeste —el conglomerado de activos en aguas someras donde operan ambos campos— pasó de producir alrededor de 1.02 millones de barriles diarios en 2018 a poco más de 640 mil barriles diarios en 2025, una contracción de aproximadamente 37% en siete años. La cifra se dispara por encima del 40% si la comparación se extiende a la última década.

Ku-Maloob-Zaap, el gigante que también se agota

KMZ, considerado hasta ahora el activo más valioso de la paraestatal, extraía cerca de 875 mil barriles diarios en 2018. Para el periodo 2025-2026, su producción se ubica entre 530 y 540 mil barriles diarios, lo que representa una merma de aproximadamente 39% en siete años. Analistas del sector energético han señalado que, pese a seguir siendo el yacimiento más productivo del país, KMZ ya no puede compensar por sí solo las pérdidas del resto de la plataforma marina.

Especialistas en geología petrolera han indicado que este comportamiento es propio de campos maduros que superaron su punto de máxima extracción y ahora enfrentan un agotamiento natural de reservas, un proceso que ocurre incluso tras años de explotación intensiva y que resulta extremadamente difícil de revertir sin nuevas inversiones significativas.

Cantarell, de récord histórico a sombra de sí mismo

El caso de Cantarell resulta todavía más elocuente. En su punto máximo, durante los primeros años de la década de 2000, el yacimiento llegó a producir más de 2 millones de barriles diarios, una cifra que lo convirtió en uno de los campos petroleros más productivos del planeta. Hoy, su extracción ronda entre 110 y 145 mil barriles diarios, con una caída acumulada superior al 30% si se toma 2018 como punto de comparación, y considerablemente mayor si se mide contra su pico histórico.

Voces del sector han advertido que las estrategias de explotación aplicadas en el pasado —basadas en la sobreproducción acelerada y el uso intensivo de inyección de nitrógeno para mantener la presión del yacimiento— habrían contribuido a precipitar la caída posterior del campo, limitando su capacidad de sostener volúmenes altos en el largo plazo.

Fallas operativas que agravaron la caída

A la declinación natural de los yacimientos se suman fallas operativas registradas a partir de 2021 en la infraestructura marina de Pemex —plataformas y ductos— que, según reportes del sector, afectaron de forma directa el desempeño de KMZ en distintos periodos, acentuando la tendencia a la baja.

Consecuencias para Pemex y la política energética

La contracción de estos dos yacimientos ha sido identificada como uno de los factores centrales detrás de la reducción de casi 25% en la producción nacional de crudo durante la administración pasada. Ante este panorama, Pemex ha intentado compensar el volumen perdido con el desarrollo de nuevos campos terrestres y marinos, aunque diversos análisis del sector coinciden en que estos proyectos no logran sustituir por completo la producción que aportaban Cantarell y KMZ en su mejor momento, lo que mantiene bajo presión tanto la plataforma total de producción como las finanzas públicas del país.

El límite geológico

La Sonda de Campeche pasó de ser el epicentro de la renta petrolera mexicana —llegó a combinar más de 2.5 millones de barriles diarios entre Cantarell y KMZ en sus mejores años— a convertirse en una zona madura con escaso margen de crecimiento sin inversión adicional y sin un cambio profundo en las prácticas de manejo de reservas.

Este escenario ha puesto en evidencia los límites geológicos y operativos que enfrenta cualquier estrategia de rescate de Pemex basada en estos dos megayacimientos: por sí solos, Cantarell y KMZ ya no tienen la capacidad de sostener el nivel de renta petrolera que históricamente aportaron a la Federación.

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Qué exige el senador Ramírez Marín a la ASEA

Ramírez Marín reconoció que la industria petrolera es un sector estratégico para la economía del país y de Tabasco, pero advirtió que su expansión no debe darse a costa de la salud, el patrimonio ni la calidad de vida de las comunidades que conviven con esa infraestructura. Por ello planteó que la ASEA, que cuenta con atribuciones para ordenar análisis de riesgo y evaluaciones de daño ambiental cuando existan indicios de afectación a la población o al entorno, actúe de inmediato e informe al Senado sobre los resultados obtenidos.

Grietas en viviendas y contaminantes en el aire: los daños reportados desde 2025

El legislador recordó que, desde principios de 2025, habitantes de distintas localidades comenzaron a reportar afectaciones vinculadas a la intensificación de las operaciones en los campos Bakté y Los Agaves, entre ellas grietas, cuarteaduras y separaciones en las viviendas provocadas por vibraciones asociadas a la actividad industrial. Además, alertó que las emisiones de los mecheros del campo Los Agaves incluyen partículas PM10 y PM2.5, monóxido y dióxido de carbono, metano, óxidos de nitrógeno, dióxido de azufre, ácido sulfhídrico y compuestos orgánicos volátiles, sustancias cuya exposición prolongada se asocia con enfermedades respiratorias crónicas, padecimientos cardiovasculares y mayor riesgo de cáncer, con especial impacto en niñas, niños, personas adultas mayores y quienes ya padecen enfermedades respiratorias. El senador añadió que las fugas en ductos y la quema de gas residual también han contaminado suelo, cuerpos de agua y cultivos, y que la contaminación lumínica y térmica ha alterado el ecosistema regional.

Antecedentes: el Senado ya había pedido eliminar los mecheros en Tabasco

La denuncia de Ramírez Marín se suma a otra proposición presentada en febrero de 2026 por el senador Clemente Castañeda Hoeflich, de Movimiento Ciudadano, quien documentó la quema de gas asociado por parte de Pemex en distintas regiones petroleras del sureste —Tabasco, Veracruz, Campeche y Chiapas— y señaló que los mecheros cercanos a centros de población operan de forma continua, con ruido que puede superar los 100 decibeles y exposición a sulfuro de hidrógeno. Ese punto de acuerdo pidió a Semarnat reforzar la supervisión ambiental y a Pemex eliminar de manera definitiva los quemadores próximos a zonas habitadas, además de invertir en infraestructura para aprovechar y comercializar el gas natural.

Quejas municipales y la denuncia de junio en Jalapa

Ramírez Marín precisó que las autoridades municipales de Jalapa han presentado diversas quejas ante la ASEA y que, el 2 de junio de 2026, el presidente municipal interpuso una nueva denuncia formal para solicitar avalúos de riesgo y evaluaciones de daños. El senador aseguró que la problemática persiste pese a las inspecciones realizadas entre febrero y abril de este año, lo que lo llevó a insistir en que el Senado tiene la responsabilidad de atender las demandas de las comunidades y garantizar sus derechos a la salud, a un medio ambiente sano y a una vivienda digna.

El derrame en el Golfo y la respuesta federal, como telón de fondo

Estas exigencias se dan en un contexto más amplio de señalamientos hacia Pemex en el Golfo de México. En marzo de 2026, la Cámara de Diputados exhortó a Semarnat, ASEA, Bienestar y SADER a raíz de un derrame de hidrocarburos que afectó las costas de Veracruz y Tabasco, pidiendo a la ASEA investigar el origen del derrame, ordenar un análisis de huella química y publicar la información en un plazo no mayor a 30 días. De acuerdo con reportes posteriores, la presidenta Claudia Sheinbaum instruyó una respuesta coordinada con despliegue de la Marina y tratamiento de residuos mediante desorción térmica en plantas autorizadas por la ASEA, y se estableció un Observatorio Permanente del Golfo de México para fortalecer el monitoreo de futuras contingencias.

Con el nuevo punto de acuerdo, Ramírez Marín busca que el caso de Jalapa se sume a la lista de exhortos que legisladores de distintas bancadas han dirigido a Pemex y a las autoridades ambientales, en un momento en que crecen las exigencias de transparencia, remediación y monitoreo permanente para las comunidades del sureste mexicano que conviven con la infraestructura petrolera.

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Un adeudo de 2024 que no termina de resolverse

Según explicó Amespac, el mecanismo financiero conocido como “Onyx” —operado junto con el Banco Nacional de Obras y Servicios (Banobras) y la Tesorería de Pemex— permitió atender buena parte de los compromisos de 2025 y de lo que va de 2026, pero dejó fuera los pasivos acumulados durante 2024. Ese esquema contó con recursos de hasta 250 mil millones de pesos, que ya se agotaron por completo, de acuerdo con reportes periodísticos sobre el caso.

La asociación explicó que el problema tiene dos capas: por un lado, facturas vencidas que nunca se cubrieron; por otro, trabajos ya concluidos que ni siquiera han podido registrarse en el sistema interno de Pemex conocido como Codificación de Pagos y Descuentos (COPADE), lo que impide a las empresas facturarlos formalmente. Esta es la segunda vez que el organismo hace este reclamo público; la primera ocasión fue en octubre de 2025.

El impacto en la cadena de proveedores y en la producción

Amespac sostuvo que la falta de pago golpea con fuerza a toda la cadena de valor de la industria petrolera nacional y que incluso puede poner en riesgo procesos productivos vinculados a la extracción de hidrocarburos. La organización pidió la creación de una mesa de trabajo conjunta con Pemex y las autoridades para revisar y conciliar los montos pendientes. Cabe recordar que la deuda total de Pemex con el conjunto de sus proveedores y contratistas —no solo los afiliados a Amespac— se ubicaba en 375,121 millones de pesos al cierre del primer trimestre de 2026, cifra que ya venía a la baja respecto a finales de 2025.

El trasfondo financiero de la petrolera no ayuda: en el primer trimestre del año reportó pérdidas por 45,993 millones de pesos, un 5.97% más que en el mismo periodo de 2025. La presidenta Sheinbaum, por su parte, ha pedido a los proveedores no recurrir a intermediarios informales para intentar cobrar sus adeudos.

Riesgo para la calificación de Pemex y de México

El punto que convierte esta disputa comercial en un tema de interés macroeconómico es que varias de las empresas afectadas cotizan en bolsas internacionales y están obligadas, bajo normas de la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC) y los principios contables estadounidenses (US GAAP), a reflejar estos adeudos en sus estados financieros. Amespac advirtió que esto podría eventualmente golpear la calificación crediticia de Pemex y, en cadena, la nota soberana del país.

El contexto ya venía deteriorado antes de esta denuncia. Moody’s Ratings bajó la calificación soberana de México de Baa2 a Baa3 el 20 de mayo de 2026 —el escalón más bajo dentro del grado de inversión—, aunque movió la perspectiva de negativa a estable. La agencia citó un debilitamiento fiscal sostenido desde 2024, gasto público rígido, ingresos insuficientes y el respaldo continuo del gobierno a Pemex, al que se destinaron cerca de 35 mil millones de dólares en 2025 y otros 14 mil millones presupuestados para 2026. Días después, el 22 de mayo, la propia Moody’s confirmó la calificación B1 —de grado especulativo— de Pemex, argumentando que el apoyo estatal seguirá siendo muy alto.

Fitch Ratings, por su parte, ratificó en abril de 2026 la nota soberana de México en BBB– con perspectiva estable, aunque advirtió que un deterioro fiscal mayor o la materialización de pasivos contingentes ligados a Pemex podrían derivar en una rebaja futura. Un análisis del Centro de Estudios de las Finanzas Públicas de la Cámara de Diputados ya señalaba que las transferencias del Gobierno Federal seguirán siendo determinantes para sostener la calificación de la petrolera y que la liquidez continuaría siendo un riesgo en el corto y mediano plazo.

El debate político en torno a las calificadoras

La rebaja de Moody’s generó reacciones públicas. El empresario Carlos Slim calificó la decisión de “irracional” y pidió a Pemex restablecer con urgencia su cadena de valor liquidando los adeudos con proveedores de servicios. La presidenta Sheinbaum coincidió con esa lectura, mientras defendió los indicadores de inversión y empleo del país.

Con PEMEX enfrentando pasivos de corto plazo, un fondo de apoyo ya agotado y proveedores que exigen certeza de cobro, el conflicto por los adeudos de 2024 se perfila como una prueba adicional para el nuevo director de Pemex, Juan Carlos Carpio, y para la estrategia de respaldo fiscal que el gobierno mexicano ha sostenido con la empresa desde hace varios años.

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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.

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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.

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