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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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.

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El convenio llega después de que México buscara originalmente fortalecer lazos con compañías como Shell, ExxonMobil y Eni. A diferencia de esos acercamientos, el entendimiento con la petrolera brasileña tiene una vigencia inicial de apenas dos años —aunque renovable— lo cual resulta llamativo si se considera que los proyectos de exploración y producción petrolera suelen requerir horizontes de planeación mucho más largos.

Un memorándum sin compromisos vinculantes

De acuerdo con Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC, el elemento central para entender el verdadero peso de este acuerdo está en su carácter “no vinculante”. Esto significa que no existe ninguna obligación de inversión entre ambas partes, un patrón que, según el especialista, ya se había repetido anteriormente con otras firmas internacionales que llegaron a colaborar con Pemex sin concretar proyectos de gran escala.

Monroy explicó que experiencias similares con otras petroleras se limitaron, en la práctica, a intercambios de personal técnico y visitas de especialistas, sin que ese tipo de cooperación derivara en negocios o inversiones tangibles.

En la misma línea, Óscar Ocampo, director de Desarrollo Económico del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), advirtió que mientras no surjan proyectos de inversión concretos, será difícil que esta nueva relación entre las dos estatales avance más allá de declaraciones de intención.

Según lo informado, la colaboración se concentraría en tres frentes: exploración y producción en aguas profundas, desarrollo de procesos industriales como petroquímica y fertilizantes, y un intercambio de experiencias regulatorias e institucionales entre ambos países.

Los obstáculos que alejan la inversión real

Los analistas señalaron que difícilmente Petrobras destinará capital de inversión a proyectos conjuntos con Pemex en el corto o mediano plazo. La razón principal radica en que el esquema contractual mexicano no resulta atractivo para una empresa que, aunque de propiedad mayoritariamente estatal, también cotiza en los mercados bursátiles y debe responder a sus accionistas.

Monroy detalló que los modelos de contratos mixtos no se ajustan a los intereses de Petrobras, ya que no garantizan rentabilidad y podrían incluso afectar negativamente el valor de sus acciones. Explicó que, en esquemas de producción compartida, la empresa brasileña tendría que competir en licitaciones públicas sin ninguna certeza de obtener los derechos sobre descubrimientos logrados con su propia tecnología.

Ocampo, por su parte, contrastó la apertura que Petrobras ha mostrado hacia la inversión privada con la postura del gobierno mexicano actual, que ha mantenido un discurso enfocado en la soberanía energética y que, hasta el momento, no muestra señales de modificar ese enfoque.

Estas afirmaciones coinciden con declaraciones de la presidenta Claudia Sheinbaum, quien si bien reconoció que Petrobras cuenta con participación de capital privado, subrayó que se trata fundamentalmente de una empresa pública, por lo que el acuerdo debe entenderse como un entendimiento entre dos petroleras estatales.

¿Negocio o mensaje político?

Para Ocampo, la falta de claridad respecto a los contratos específicos y la ambigüedad sobre si los proyectos se desarrollarían en aguas profundas, ultraprofundas o en campos maduros, sugiere que el anuncio responde más a una lógica política que a una estrategia de negocios bien definida. El especialista del IMCO fue enfático en que, más allá del simbolismo, hay poca sustancia concreta detrás del convenio.

Monroy coincidió en que el trasfondo político es innegable, pero agregó un matiz: detrás del acercamiento existió un interés del presidente brasileño Lula da Silva por colocar etanol producido por Petrobras en el mercado mexicano a través de Pemex. No obstante, ese plan no resultó viable financieramente para la empresa mexicana, ya que habría requerido inversiones de entre 6,000 y 8,000 millones de dólares para adaptar su infraestructura, lo que terminó por diluir buena parte del impulso original de la negociación.

Optimismo a pesar de todo

En suma, los especialistas consultados sostienen que la alianza entre Pemex y Petrobras se aleja considerablemente del optimismo que rodeó los primeros anuncios. Sin proyectos concretos de inversión y con un horizonte de apenas dos años, el acuerdo parece responder más a una señal diplomática entre gobiernos aliados que a una estrategia real de fortalecimiento del sector energético mexicano.

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La decisión del gobierno de enviar petróleo a la isla como apoyo humanitario coloca a México en un cruce incómodo entre su tradición de solidaridad y la presión económica de Estados Unidos. Petróleo mexicano para Cuba: ayuda humanitaria bajo presión no es solo una fórmula diplomática, sino un expediente que toca finanzas públicas, diplomacia y la relación con Washington. Petróleo mexicano para Cuba: ayuda humanitaria bajo presión también deja ver hasta dónde el gobierno está dispuesto a cargar con el costo político de sostener a un aliado histórico.

Desde el inicio del sexenio, la presidencia ha dejado claro que el suministro de crudo forma parte de una política de continuidad con La Habana, justificada por el impacto directo de la crisis energética en hospitales, transporte y servicios básicos en la isla. La postura repite un mensaje: México toma decisiones soberanas y no rompe una relación que ya sobrevivió a cambios de partido, de gobiernos y de coyunturas internas.

Sheinbaum, la tradición de solidaridad y el nuevo contexto

En sus conferencias, Claudia Sheinbaum ha defendido que los volúmenes enviados representan una fracción pequeña de la producción nacional, pero con un peso simbólico para evitar un colapso energético en Cuba. Frente a las críticas, la presidenta ha insistido en que el bloqueo prolongado golpea a la población y no solo al gobierno, y que el país no puede desentenderse de esa situación. En paralelo, ha pedido que Estados Unidos, si quiere reducir el margen de maniobra de La Habana, asuma parte del suministro de combustible para evitar apagones masivos.

La mandataria también ha recordado que esta política no nació con su administración, sino que se sostiene desde hace años con distintos matices. En este tablero, México intenta sostener un vínculo histórico sin romper con su principal socio comercial, mientras la presión de nuevas sanciones acelera los tiempos de decisión.

Contratos, ayuda y el papel de Pemex

El andamiaje se sostiene sobre dos carriles. Por un lado, los contratos comerciales de Petróleos Mexicanos (Pemex) con empresas estatales cubanas, presentados como operaciones sujetas a regulaciones financieras internacionales y a la supervisión de organismos externos. Por el otro, la vía de la ayuda humanitaria, que permite mandar crudo o combustibles cuando la isla lo solicita y el gobierno mexicano considera justificado el envío.

Informes públicos y trabajos de investigación ubican millones de barriles enviados entre 2023 y 2025, con montos que en algunos periodos superaron los cientos de millones de dólares, muchas veces a través de filiales creadas para manejar combustibles. Los márgenes reducidos o incluso negativos de estas subsidiarias alimentan sospechas de ventas por debajo de costo, subsidios indirectos y una presión adicional sobre una empresa ya endeudada y cansada de rescates.

A esto se añade la falta de detalles finos sobre volúmenes, precios y condiciones contractuales, que deja huecos en la rendición de cuentas y abre espacio a dudas sobre quién paga realmente la factura. El esquema termina por salpicar tanto la gestión de la petrolera como la imagen de transparencia del propio gobierno.

Trump entra en la ecuación

El decreto de Donald Trump que abre la puerta a sanciones o aranceles contra países que sigan enviando crudo a Cuba cambió el peso específico de cada barco que sale de puertos mexicanos rumbo al Caribe. México, convertido en uno de los últimos proveedores estables de la isla tras el desplome de los envíos venezolanos, queda expuesto a represalias sobre sectores exportadores que dependen del mercado estadounidense.

En ese escenario, cada nuevo cargamento puede significar más presión sobre automotrices, agroindustria o manufacturas mexicanas, mientras se recalienta la discusión sobre cuánto cuesta sostener la alianza con La Habana. El cálculo ya no se queda en el plano ideológico: se traduce en empleos, balanza comercial y confianza de inversionistas.

Diplomacia al límite y dudas abiertas

Ante el nuevo clima, la presidencia instruyó a la Secretaría de Relaciones Exteriores (SRE) a buscar una aclaración formal sobre el alcance de las medidas y el posible impacto en productos mexicanos. Al mismo tiempo, el mensaje público se ajustó: la ayuda humanitaria continúa, pero los envíos de hidrocarburos se revisarán caso por caso para no “poner en riesgo a México”.

El margen de maniobra se estrecha: cada decisión sobre un barco que zarpa hacia Cuba pesa sobre la mesa de negociación con Washington y sobre las finanzas de Pemex. El gobierno tendrá que decidir cuánta presión está dispuesto a aguantar mientras sostiene esta línea de tiempo abierta entre solidaridad histórica y fragilidad económica.

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