¿Fracking en México?

El sector hidrocarburos de México enfrenta un proceso geológico de retornos decrecientes, que implica un incremento de los costos de extracción y una caída de la producción^[1]. En el caso del petróleo, la producción va cayendo desde hace 21 años. En 2025 se produjeron 1.63 millones de barriles diarios (MMbd), menos de la mitad del máximo de 2004, y los campos maduros tienen un declive de 6.5% anual, es decir, se pierden cerca de 115 mil barriles diarios/año.

En cuanto al gas, la producción va cayendo desde hace 17 años. Se producen 3,600 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), 35% menos que en el máximo de 2009, y se importan grandes cantidades de gas por la alta demanda de la industria y la generación eléctrica^[2].

En este contexto, en octubre de 2025, Pemex presentó el Plan Estratégico 2025-2035^[3], en el que plantea la explotación de «yacimientos de geología compleja», definición técnica para referirse a yacimientos no convencionales. A diferencia de los campos petroleros convencionales, en estos yacimientos, el petróleo y/o el gas están atrapados en formaciones rocosas con baja o nula permeabilidad, por lo que no pueden fluir cuando se perfora un pozo y la extracción de una fracción de esos hidrocarburos sólo puede llevarse a cabo mediante la técnica de la fracturación hidráulica (fracking en inglés) combinada con la perforación horizontal.

El fracking consiste en el bombeo de agua a alta presión para la creación de fracturas, que pueden mantenerse abiertas mediante la colocación de agentes apuntalantes, como la arena. Junto con el agua y la arena, también se inyecta una gran cantidad de compuestos químicos para mejorar el flujo del hidrocarburo.

En EE.UU. esta técnica se usa masivamente desde hace más de 20 años perforándose más de 1.7 millones de pozos^[4]. En el caso de México, la técnica del fracking ha sido empleada en mucho menor medida por Pemex en diferentes proyectos para mejorar la productividad de los pozos y, particularmente, se ha probado en entre 2002 y 2015 en el proyecto denominado Aceite Terciario del Golfo, en la provincia geológica Tampico-Misantla del norte de Veracruz y sur de Tamaulipas.

También, se han realizado una veintena de pozos exploratorios en yacimientos no convencionales en Tamaulipas y Nuevo León. En la década pasada, el Instituto Mexicano del Petróleo ha llevado a cabo un costoso proyecto de exploración usando sísmica 3D en dos prospectos, uno en el norte de Veracruz (Limonaria) y otro en el norte de Coahuila (Galaxia)^[5].

En marzo de 2018, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) anunció la licitación de campos de recursos no convencionales en la Ronda 3.3., con nueve bloques en la cuenca de Burgos en Tamaulipas. Con el cambio de administración y la llegada al poder del presidente López Obrador, la ronda fue cancelada y durante el sexenio se afirmó, desde la presidencia, que no se iba a permitir el fracking.

La explotación de yacimientos no convencionales de México, planteada recientemente por Pemex, se ha justificado con el propósito de recuperar la soberanía energética. Desde 2015, México es importador neto de energía: la energía contenida en la gasolina, el diésel y el gas que se importa es mayor que la energía que se exporta como petróleo crudo.

Si bien la importación de refinados ha venido disminuyendo en el último año y medio, el país importa desde EE.UU. alrededor de 75% del gas que consume; energético con el que se genera 65% de la electricidad^[6].

Bajo la premisa de reducir la dependencia de las importaciones, la presidenta Sheinbaum ha declarado que se está estudiando llevar a cabo la explotación de yacimientos no convencionales con fracking a condición de que se usen tecnologías «que permitan obtener gas sin la contaminación -con reciclaje del agua y con otros esquemas- y en lugares donde no haya población cercana»^[7]. A continuación, analizamos si el fracking puede llevarse a cabo sin afectaciones al medioambiente y si es realmente la respuesta para alcanzar la soberanía energética.

¿Es posible la extracción por fracking con un impacto socioambiental mínimo?

Después de dos décadas de aplicación masiva del fracking en EE.UU., existe una amplia literatura científica que documenta los impactos ambientales y sociales de esta técnica en las regiones donde se ha estado practicando.

La Asociación de Médicos por la Responsabilidad Social de Estados Unidos (Physicians for Social Responsability) publica periódicamente un compendio de los estudios científicos que documentan el impacto del fracking sobre la salud. La última edición, publicada en 2023, reúne más de 2300 estudios científicos que documentan la contaminación atmosférica y, de aguas subterráneas y superficiales por fugas o derrames de fluidos de fracturación^[8].

La legislación estadounidense no permite la divulgación de los compuestos químicos usados en el fracking considerándolos como secreto industrial; sin embargo, los estudios científicos han detectado centenares de compuestos tóxicos cancerígenos, mutagénicos, teratogénicos y disruptores del sistema endocrino y nervioso.

Entre 30% y 70% del agua inyectada en las operaciones de fracking refluye a la superficie y tiene que ser reinyectada en pozos de disposición, donde los fluidos se almacenan en formaciones geológicas profundas que se suponen impermeables. Durante el proceso de fracking y la subsecuente disposición de fluidos, los compuestos tóxicos pueden contaminar el aire, el agua superficial y subterránea y los suelos. En particular, se han documentado los siguientes problemas^[8]:

• Impactos en la calidad del aire por liberación de compuestos orgánicos volátiles.
• Contaminación de agua subterránea y afectación del ciclo hidrológico.
• Afectación a la salud como cánceres, asma, enfermedades respiratorias, erupciones cutáneas, problemas cardíacos y problemas de salud mental, que incrementan en proximidad de los sitios de fracking.
• Fugas o venteo de gases de efecto invernadero como metano y etano, que tienen un efecto mayor que el dióxido de carbono (CO₂).
• Generación de sismos asociados a la reinyección de fluidos de desecho.

En el Plan Estratégico de Pemex 2025-2035 se menciona la posibilidad del uso de agua residual tratada, agua congénita producida por campos petroleros en etapas avanzadas de explotación, así como agua de mar tratada. Para este fin, se necesitaría construir plantas de tratamiento para la remoción de sólidos, materia orgánica, sales y en general, todo tipo de agente que pueda interferir química o físicamente con los compuestos químicos que se inyectan para la operación de fracking.

El uso de agua residual tratada ha sido probado en diferentes áreas de EE.UU., pero no se ha vuelto una práctica común debido principalmente a sus costos. El tratamiento se basa en sistemas que requieren una inversión inicial considerable de entre 5 y 10 millones de dólares por instalación. Las plantas también generan altos costos operativos, debido al alto consumo energético necesario para tratar agua de alta salinidad. Por ejemplo, tratar un sólo barril de agua producida mediante evaporación puede costar entre 3 y 6 dólares^[9].

En Texas, el costo del tratamiento de agua residual para fracking es aproximadamente el doble que el costo del agua dulce^[10]. Adicionalmente, en caso de utilizar el agua de mar o el agua que sale de los pozos junto con el petróleo en los campos petroleros convencionales, habría que considerar el costo del transporte del agua hacia las plantas de tratamiento.

En resumen, si bien es teóricamente posible hacer fracking con agua tratada, en la práctica implica mayores costos y dificultades técnicas que lo vuelven inviable, particularmente, cuando se considera que de por si la extracción de petróleo y gas no convencional tiene costos mucho mayores que el convencional.

Por otro lado, en el mejor de los casos, esta tecnología sólo podría mitigar uno de los impactos socioambientales del fracking: el uso de agua que se retira del ciclo hidrológico. Otros riesgos e impactos como la contaminación de aire, agua superficial o subterránea y suelos, las emisiones de gases de efecto invernadero, así como la posibilidad de inducir terremotos, no se evitarían al utilizar estas costosas técnicas.

¿Qué tanto podría revertir el fracking la caída de la producción de hidrocarburos de México y permitir una mayor soberanía energética?

Los escenarios de producción del Plan Estratégico de Pemex 2025-2035 prevén una producción de ~500 millones de pies cúbicos de gas diarios (MMpcd) y ~300 mil barriles diarios (bd) de petróleo para 2030. Para dimensionar estos números hay que compararlos con el consumo actual de gas y petróleo.

En el caso del gas, México consumió en 2025 cerca de 9,000 MMpcd^[11], por lo que la cantidad de gas que se obtendría con fracking representaría sólo 5.5% del consumo. En cuanto al petróleo, en 2025, México produjo 1.63 millones de barriles diarios, por lo que el petróleo que se obtendría con fracking en 2030 representaría 18%. Sin embargo, los campos maduros en producción desde antes de 2019 tienen un declive promedio de aproximadamente 115 mil bd, por lo que la nueva producción por fracking no bastaría para compensar lo que se va perdiendo de aquí a 2030.

En cuanto a la producción acumulada el Plan Estratégico de Pemex 2025-2035 prevé un total de 197 millones de barriles y 303 mil millones de pies cubicos de gas hasta 2030. Estas cantidades representan el equivalente de 120 dias de producción de petróleo a 2025 y 33 días del consumo de gas. Estos números ponen de manifiesto que la explotación del petróleo y gas por fracking que plantea Pemex en su plan estratégico representaría una contribución marginal a la producción de hidrocarburos nacional y no cambiarían significativamente la dependencia de la importación de gas.

En lo que respecta al costo de producción, en Texas, el precio mínimo para que el petróleo con fracking sea económico (breakeven price) varía entre de 61 y 70 USD por barril, sin considerar los gastos de exploración y adquisición inicial^[12]. Se prevé que los costos suban significativamente hasta 95 USD/b en los próximos años^[13].

Para el gas, de acuerdo con la Federal Reserve de Dallas, 95% de los productores requieren un precio de venta de al menos 4.00 USD por miles de pies cúbicos para continuar con el desarrollo^[14] cuando en 2025 éste era de 2.50 USD/Mpc. Estos números contrastan con el costo actual de extracción de Pemex.

De acuerdo con la información oficial enviada a la Security and Exchange Commission de EE.UU., el costo de producción para Pemex en 2024 fue de 13.49 USD/b. Esto significa que el costo de equilibrio promedio del petróleo no convencional de Texas es cuatro veces más alto que el costo de extracción de crudo de Pemex.

Los datos y análisis presentados indican que la explotación de petróleo y gas no convencional por medio del fracking es una apuesta de alto costo económico y ambiental, que produciría una cantidad limitada de petróleo y gas, y sólo pospondría pocos años el problema del declive geológico de los yacimientos mexicanos. Si bien se presenta como una forma de recuperar la soberanía energética, dependería en gran medida de la financiación privada, particularmente de compañías estadounidenses que tienen la experiencia y el capital necesario.

Hoy, gran parte del gas importado se utiliza en la industria, tanto directamente para procesos de alta temperatura como indirectamente a través de la electricidad. Una parte dominante de este consumo va a la industria exportadora, los grandes polos turísticos y ahora los centros de datos, sectores que se prevé crezcan aún más con el Plan México.

Hacer fracking en México transferiría en nuestro país los impactos que ahora ocurren del otro lado de la frontera: contaminación de suelo, aire y agua para producir gas destinado una economía enfocada al exterior. El declive geológico de la producción de hidrocarburos convencionales y los altos costos del no convencional muestran que la soberanía no puede alcanzarse por medio de una mayor oferta de combustibles fósiles.

Una menor dependencia de las importaciones de energía se puede obtener reduciendo el consumo de energía fósil, invirtiendo en transporte público y reorientando la producción industrial hacia las necesidades básicas de la población en un contexto de localización de la economía^[15].