La decisión que Claudia Sheinbaum evalúa para Coahuila y Tamaulipas no es únicamente técnica. El eventual arranque, incluso desde septiembre de 2026, de un proyecto piloto de fracturación hidráulica marcaría un giro político para una presidenta que durante años se opuso a esta práctica y que ahora la presenta como una alternativa para reforzar la soberanía energética. Detrás del debate sobre perforar o no perforar hay una dependencia estructural: México importa de Estados Unidos alrededor de 75% del gas que consume, mientras Petróleos Mexicanos produce en promedio 4,869 millones de pies cúbicos diarios.
Cuatro fuentes con conocimiento del proceso señalaron que la mandataria revisa dos posibles zonas: una en Coahuila, vinculada con la plataforma Burro-Picachos y próxima a la formación Eagle Ford, y otra en Tamaulipas, dentro de la cuenca de Burgos. El Gobierno recibió recientemente las conclusiones de un grupo de especialistas en geología, agua, ingeniería y medio ambiente, aunque el análisis se retrasó por desacuerdos entre expertos. La Presidencia y Pemex no respondieron a las solicitudes de comentarios de Reuters, por lo que el calendario y las condiciones concretas del piloto aún no tienen confirmación pública.
La urgencia del gas está empujando el cambio
El primer dato que explica el viraje es la brecha entre la demanda interna y la capacidad productiva. México tiene una industria eléctrica, manufacturera y petroquímica cada vez más dependiente del gas natural, pero su producción doméstica no ha seguido el ritmo del consumo. La importación estadounidense ha permitido sostener el sistema, aunque también ha convertido al país en un comprador expuesto a interrupciones, cambios regulatorios y variaciones en la infraestructura de transporte transfronteriza.
La magnitud del problema se observa al comparar escalas. En junio, la formación Eagle Ford, situada del lado estadounidense de la frontera, produjo unos 4,300 millones de pies cúbicos diarios, un volumen cercano a toda la producción de gas de Pemex en sus campos y cuencas. México posee formaciones geológicas conectadas con ese corredor, pero no ha construido una industria equivalente. La oportunidad es evidente; también lo es la distancia entre tener recursos técnicamente recuperables y convertirlos en producción comercial sostenida.
El fracking consiste en inyectar agua, arena y aditivos químicos a alta presión para abrir la roca y liberar hidrocarburos atrapados en formaciones de baja permeabilidad. La técnica puede elevar rápidamente la producción de un pozo, pero sus yacimientos suelen declinar con rapidez y exigen una perforación continua. Por ello, el anuncio de un piloto no debe interpretarse como una solución inmediata a la dependencia: representa, en el mejor de los casos, el comienzo de una cadena industrial que requiere capital, servicios especializados, carreteras, ductos, agua y seguridad operativa.
La estrategia de Pemex hacia 2035 ya contemplaba incorporar yacimientos no convencionales, identificados como recursos de “geología compleja”. El plan preveía una contribución modesta entre 2026 y 2028 y volúmenes significativos a partir de 2029. Su proyección acumulada hasta 2030 era de 197 millones de barriles de crudo y 303 mil millones de pies cúbicos de gas, frente a un potencial estimado de 64,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La diferencia entre potencial geológico y producción efectiva revela que el desafío no está en localizar recursos, sino en hacer viable su extracción a escala.
Coahuila ofrece espacio; Tamaulipas ofrece experiencia
Las dos zonas analizadas responden a lógicas distintas. Coahuila tiene como ventaja su cercanía con Eagle Ford, una referencia geológica, productiva y logística de primer orden. La baja densidad poblacional de la zona podría reducir conflictos sociales y facilitar la instalación de plataformas, caminos y ductos. Para un Gobierno que busca demostrar que existe una forma “más amigable” de fracturar, un área con menor concentración de viviendas puede parecer el escenario más controlable.
Sin embargo, la escasez de agua constituye el principal obstáculo. Las fuentes consultadas señalan que se estudia perforar pozos profundos de agua salobre para evitar el uso de depósitos superficiales destinados al consumo humano. Esta alternativa puede reducir la competencia directa con las comunidades, pero no elimina los interrogantes: habría que determinar la disponibilidad real de esos acuíferos, su capacidad de renovación, la composición química del agua y el destino de los fluidos de retorno. La salmuera producida por el proceso no desaparece por ser salobre; debe transportarse, tratarse o reinyectarse bajo controles estrictos.
Tamaulipas, en cambio, cuenta con una historia más extensa de actividad petrolera en Burgos y con una población aparentemente menos opuesta a los proyectos convencionales. Pemex conoce la zona y ya ha trabajado allí durante años. Esa familiaridad podría reducir tiempos de aprendizaje y costos iniciales. Pero el factor que puede transformar una ventaja operativa en un riesgo financiero es la presencia del crimen organizado. El fracking exige cientos de pozos, tránsito permanente de camiones, suministro continuo de agua y químicos, además de operaciones las 24 horas. Un bloqueo, una extorsión o un ataque no solo retrasaría una obra: podría deteriorar la economía completa de un yacimiento cuya producción declina rápidamente.
La elección, por tanto, no será simplemente entre geologías. Será entre un territorio con mejores condiciones de seguridad relativa pero mayor fragilidad hídrica y otro con infraestructura y experiencia petrolera, aunque sometido a riesgos criminales. La ubicación del piloto funcionará como una declaración sobre qué amenaza considera el Gobierno más manejable.
La primera tesis: el piloto será también una prueba de gobernanza
El Gobierno presenta el debate como una pregunta sobre nuevas tecnologías y menor impacto ambiental. Esa formulación es insuficiente. La verdadera prueba será institucional: si México puede vigilar cientos de variables en una actividad compleja, hacer públicos sus resultados y sancionar incumplimientos. Incluso una técnica con mejoras en eficiencia hídrica no es ambientalmente segura por definición; su riesgo depende de la calidad de los pozos, la integridad de los cementos, la gestión de residuos, el monitoreo sísmico y la supervisión de las empresas contratistas.
Sheinbaum ha dicho que existen nuevas formas de fracturamiento con menores impactos y un uso más eficiente del agua, y que es necesario volver a mirar el gas no convencional desde la perspectiva de la soberanía. El argumento tiene una lógica económica: reducir importaciones puede mejorar la seguridad de suministro y disminuir la exposición a decisiones externas. Pero soberanía no equivale automáticamente a producción nacional. Si el proyecto depende de equipos, tecnología, financiamiento o servicios especializados importados, la dependencia cambiará de forma sin desaparecer.
Además, el Estado tendría que construir una línea base ambiental antes de perforar. Sin mediciones previas de metano, calidad del agua, presión de acuíferos y actividad sísmica, cualquier cambio posterior sería difícil de atribuir. La transparencia no puede limitarse a informar cuántos pozos se perforaron y cuánto gas produjeron. Debería incluir volúmenes de agua utilizados, composición de los aditivos, fugas detectadas, incidentes, emisiones, costos fiscales y resultados de cada pozo. Sin esa información, el piloto podría convertirse en una demostración política más que en una evaluación técnica.
La segunda tesis: producir más no garantiza gas barato
La defensa industrial del fracking suele concentrarse en el volumen. El caso estadounidense muestra que la perforación masiva puede transformar la oferta, pero también que el precio final depende de infraestructura, contratos, transporte y comportamiento del mercado. México podría extraer gas en el norte y continuar importándolo en otras regiones si no cuenta con ductos suficientes, capacidad de procesamiento o conexiones con los centros de consumo.
El modelo de los pozos no convencionales añade una presión financiera particular. Su declinación es más rápida que la de muchos campos convencionales, de modo que mantener la producción exige reinvertir de manera constante. Una fuente consultada resumió el problema al señalar que, una vez iniciada la perforación, “no se puede parar”. En términos empresariales, esto significa que un piloto exitoso no reduce necesariamente el gasto: puede obligar a Pemex a sostener una campaña continua para evitar que la producción caiga.
La petrolera estatal enfrenta además restricciones financieras, operativas y de endeudamiento. Si los primeros pozos tienen resultados modestos, el Gobierno deberá decidir si asigna más recursos a una tecnología intensiva en capital o si limita el programa. Si tienen buenos resultados, aparecerá la presión para acelerar la expansión antes de contar con regulaciones, infraestructura y mecanismos de consulta plenamente desarrollados. El riesgo es que el éxito técnico genere una velocidad política superior a la capacidad de supervisión.
Para los consumidores industriales, una mayor oferta local podría reducir la vulnerabilidad frente a interrupciones y mejorar la planificación. Para las finanzas públicas, en cambio, el beneficio dependerá del costo de extracción y del precio al que Pemex pueda colocar el gas. Un barril equivalente de recursos estimados no representa ingresos hasta que existe producción comercial, transporte, comprador y margen económico. Confundir reservas potenciales con flujo de caja sería particularmente peligroso para una empresa que necesita resultados financieros inmediatos.
Agua, comunidades y clima: el conflicto que no se resuelve con baja densidad
Los opositores sostienen que Coahuila y otras zonas con recursos no convencionales ya sufren estrés hídrico. Su preocupación no se limita al volumen utilizado en cada fractura. También abarca la contaminación de acuíferos, la disposición de aguas residuales, las emisiones fugitivas de metano y los sismos inducidos asociados a la inyección de fluidos. En una región con poca población, los impactos pueden ser menos visibles, pero no necesariamente menores. La baja densidad reduce la probabilidad de protesta inmediata; no elimina la dependencia de comunidades rurales respecto del agua subterránea.
En Veracruz, proyectos anteriores de Pemex generaron oposición en áreas densamente pobladas. Ese antecedente muestra que la aceptación social no se obtiene solo con permisos. Las comunidades reclamarán información sobre servidumbres, tránsito pesado, ruido, afectaciones a caminos y posibles daños a la agricultura y la ganadería. Si el Gobierno selecciona territorios con menor población precisamente para disminuir la contestación, podría enfrentar acusaciones de trasladar riesgos hacia grupos con menor capacidad de presión política.
También existe una contradicción climática. Sustituir importaciones de gas producido en Estados Unidos por gas nacional podría fortalecer la seguridad energética, pero no necesariamente reducir las emisiones. El resultado dependerá de las fugas de metano durante la perforación, el tratamiento y el transporte. Si México amplía la extracción no convencional mientras retrasa inversiones en renovables, almacenamiento y eficiencia, el piloto podría consolidar una dependencia fósil de largo plazo. El gas puede servir como combustible de respaldo para la transición, pero también convertirse en un argumento para posponerla.
Qué puede ocurrir después de septiembre
El escenario más probable no es una expansión inmediata a escala nacional, sino una fase de selección y validación. El Gobierno tendrá que definir qué empresa operará los pozos, bajo qué régimen contractual, qué autoridad supervisará el agua y cómo se publicarán los resultados. La primera señal relevante no será la cantidad de gas extraído, sino la existencia de un protocolo verificable para medir impactos y costos.
Si Coahuila resulta elegido, el proyecto se apoyará en la proximidad de Eagle Ford y en la posibilidad de utilizar agua salobre, pero enfrentará una disputa política con el Gobierno estatal opositor y una presión intensa sobre la disponibilidad hídrica. Si la opción es Tamaulipas, Pemex podría aprovechar su conocimiento de Burgos, aunque la seguridad será determinante. Una operación continua y dispersa es particularmente vulnerable a interrupciones criminales, y cualquier sobrecosto de protección puede erosionar la rentabilidad del gas.
El grupo de expertos ya mostró que no existe una respuesta técnica unánime. Algunos consideran viable un desarrollo con menores impactos; otros sostienen que un fracking ambientalmente amigable no es posible en esos plays. Esa diferencia no debería resolverse mediante una votación política ni mediante la selección de los datos más favorables. Requiere publicar las metodologías, los supuestos y los desacuerdos, porque la legitimidad del programa dependerá tanto de la evidencia como de la producción.
La apuesta puede ofrecer a México una fuente adicional de gas y reducir parte de su exposición externa, pero solo bajo condiciones exigentes: reglas ambientales independientes, monitoreo en tiempo real, protección efectiva de acuíferos, consulta comunitaria, seguridad para trabajadores y una evaluación financiera que incluya el costo de abandonar pozos o remediar daños. Sin esos controles, el piloto no resolverá la vulnerabilidad energética; la desplazará hacia el agua, las finanzas públicas y la confianza social. El verdadero resultado de la prueba no se medirá únicamente en pies cúbicos producidos, sino en si el Estado puede demostrar que controlar una industria intensiva y acelerada está a su alcance.
