MÉXICO sin condiciones para el FRACKING: ¿En qué PAÍSES está prohibido?

El desarrollo del fracking en México enfrenta obstáculos económicos, hídricos y políticos que dificultan su explotación a escala comercial, pese a que esta técnica podría contribuir a reducir la dependencia del gas natural importado de Estados Unidos.

• Aunque el gobierno de Claudia Sheinbaum mantiene abierta la posibilidad de estudiar el aprovechamiento del gas no convencional, especialistas advierten que la disponibilidad de agua, los altos costos de producción y las limitaciones a la inversión privada complican la viabilidad de estos proyectos.
• Durante una reunión con la Cámara de Diputados, la titular de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat), Alicia Bárcena, aclaró que el gobierno federal no ha autorizado pruebas piloto de fracturación hidráulica, sino estudios para determinar la disponibilidad de agua salada a gran profundidad que eventualmente pudiera utilizarse en estos procesos.

La funcionaria sostuvo que actualmente no existen condiciones para avanzar hacia una explotación comercial mediante fracking y que tampoco se cuenta con una autorización de la presidenta para hacerlo.

Gonzalo Monroy, director general de GMEC, explicó que uno de los principales desafíos consiste en desarrollar la producción a gran escala. Estimó que una explotación comercial requeriría alrededor de 1,000 pozos, lo que elevaría considerablemente las necesidades de agua e infraestructura.

• El especialista advirtió que cuencas como Sabinas-Burros-Picachos y Burgos no contarían con suficiente disponibilidad hídrica para sostener una operación de esa magnitud. Por ello, consideró que los resultados obtenidos en un número reducido de pozos no necesariamente permitirían determinar la viabilidad de una explotación masiva.

Los costos complican la rentabilidad del fracking

A los obstáculos relacionados con el agua se suman los costos de producción. De acuerdo con Monroy, la extracción de gas en la región de Burgos tendría un punto de equilibrio cercano a 4 dólares por millón de unidades térmicas británicas (BTU), nivel necesario para cubrir los costos sin generar todavía una utilidad.

• La cifra representa un desafío para los productores mexicanos, debido a la competencia con el gas procedente del sur de Texas, donde, según el especialista, los costos de producción serían inferiores a 3 dólares por millón de BTU.

Esta diferencia podría restar competitividad al gas extraído en México, particularmente en un mercado estrechamente vinculado con la producción estadounidense.

Monroy advirtió que, si los costos de extracción superan los precios a los que puede comercializarse el combustible, la disponibilidad de agua y reservas de gas no sería suficiente para garantizar la rentabilidad de los proyectos.

La inversión privada, otro obstáculo para el fracking

Carlos Ramírez, socio de Integralia Consultores, coincidió en que la disponibilidad de agua y la falta de infraestructura representan desafíos importantes, aunque consideró que parte de estas limitaciones podría atenderse mediante inversiones de gran magnitud.

• El especialista señaló que México importa alrededor de 80% del gas natural que consume, por lo que reducir significativamente esa dependencia requeriría incrementar la producción nacional a una escala muy superior a la actual.
• Sin embargo, advirtió que alcanzar ese objetivo también implicaría modificar las condiciones de participación del capital privado en el sector energético, debido a los recursos necesarios para desarrollar los campos y construir la infraestructura.

El gobierno no quiere abrir masivamente a la inversión privada el tema de los hidrocarburos. Y si no lo hace así, no va a funcionar y simplemente no va a haber fracking“, sostuvo.

Por ahora, la administración federal mantiene los trabajos en una etapa de estudios sobre la disponibilidad de agua, sin autorización para realizar pruebas piloto de fracturación hidráulica.

Para que el gas no convencional se convierta en una fuente relevante de suministro nacional, México tendría que resolver no solo los problemas relacionados con el agua, sino también los costos de producción y las condiciones para atraer las inversiones que requiere su explotación comercial.

La verdad detrás de las pruebas técnicas de Pemex avaladas por Sheinbaum

La presidenta Claudia Sheinbaum avaló pruebas técnicas para determinar si existe agua salada profunda utilizable en yacimientos no convencionales, con el objetivo de, en un futuro, realizar fracturación hidráulica, es decir, fracking. Esta autorización no implicó que Pemex hubiera recibido luz verde para realizar esta práctica que busca extraer gas, así lo reiteró la secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Alicia Bárcena.

La diferencia, de acuerdo a especialistas consultados por el gobierno de México, es central: los trabajos planteados buscan conocer las condiciones del subsuelo antes de discutir una eventual fracturación hidráulica. El objetivo es identificar volúmenes de agua salada, su composición química y su aislamiento respecto de los acuíferos que abastecieron a comunidades del norte del país.

José Antonio Hernández Espriú, investigador de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), explicó durante la presentación del primer informe del comité científico sobre la viabilidad del fracking en México, que la propuesta consiste en perforar pozos profundos con fines de investigación hidrogeológica, como primer paso para caminar hacia esta técnica. No se trató de pozos diseñados para extraer gas ni de pruebas piloto de producción.

La primera tarea habría sido confirmar la existencia de cuerpos de agua salada en formaciones geológicas profundas. También se habría tenido que comprobar que esos depósitos contaran con el volumen necesario y con características hidroquímicas compatibles con un eventual proceso de fracturación hidráulica.

El planteamiento parte de que no se utilizará agua destinada al consumo humano ni a la agricultura. La alternativa considerada fue el aprovechamiento de agua salina profunda, aunque su disponibilidad real no había sido confirmada mediante perforaciones directas.

Los estudios previos, elaborados con herramientas geofísicas y estimaciones indirectas, habían identificado indicios sobre la presencia de estas formaciones. La fase autorizada buscó pasar de esas aproximaciones a mediciones directas en el subsuelo.

El riesgo está en la conexión entre agua salada y acuíferos de consumo

La condición más delicada de las pruebas es demostrar que los cuerpos de agua salada estuvieran hidráulicamente desconectados de los acuíferos someros. Si existiera comunicación entre ambas capas geológicas, el movimiento de fluidos podría llevar sales, sustancias o contaminantes hacia fuentes de agua dulce.

• Hernández Espriú advirtió que los acuíferos subterráneos no siempre permanecían aislados entre sí. En ciertas zonas, el agua podía circular de un horizonte geológico a otro, lo que obligaba a descartar cualquier conexión antes de considerar la extracción de gas no convencional.
• La investigación también tendría que verificar que el agua salada profunda no estuviera conectada con los yacimientos de gas que eventualmente serían explotados. El objetivo fue evitar que la actividad modificara las condiciones del subsuelo o generara rutas de contaminación hacia mantos utilizados por la población.

En el norte del país, uno de los objetivos de exploración se ubicó en la formación Eagle Ford, una continuidad geológica de la zona productora de gas en Texas. La existencia de recursos en esa área no resolvía, por sí sola, los problemas de disponibilidad de agua, seguridad ambiental ni rentabilidad.

Antes de cualquier proyecto de extracción, los especialistas plantearon, como parte de su primer informe, construir una línea base hídrica y ecosistémica. Esa medición habría permitido conocer la calidad del agua superficial y subterránea antes de intervenir el territorio.

La propuesta incluyó monitorear ríos, arroyos, pozos someros, norias, manantiales y acuíferos. También contempló una red de pozos de observación y estudios geofísicos para detectar cambios en la calidad o el comportamiento del agua durante las etapas posteriores.

Sin una línea base, cualquier afectación futura habría sido difícil de atribuir a la actividad petrolera. El registro previo permitiría comparar la presencia de sales, contaminantes u otras alteraciones en las fuentes de abastecimiento humano.

La discusión técnica también incluyó el monitoreo de actividad sísmica y la limitación de sustancias químicas peligrosas. La eventual aplicación de fracking quedó sujeta a que se demostrara la protección de acuíferos, ecosistemas y agua para consumo humano.

• La autorización de estudios hidrogeológicos tampoco resolvió la viabilidad energética del proyecto. Para pasar de recursos prospectivos a reservas, Pemex tendría que perforar pozos exploratorios, evaluar la respuesta de los yacimientos y aplicar técnicas de ingeniería de yacimientos.

Los recursos prospectivos representaban una estimación general sobre el gas que podría existir bajo tierra. Las reservas requerían evidencia más precisa sobre la cantidad recuperable, las condiciones de extracción y la posibilidad de comercializar el combustible.

Después de esa etapa, Pemex tendría que determinar si los costos de perforación, fracturación, tratamiento de agua, transporte y manejo ambiental permitían sostener el proyecto. La existencia de gas en el subsuelo no garantizaba que su explotación resultara rentable.

• El grupo técnico también recomendó que cualquier decisión futura incorporara tecnologías de menor afectación ambiental. La revisión tendría que ser permanente, debido a que los métodos de perforación, monitoreo y tratamiento de agua cambiaban con rapidez en la industria de hidrocarburos no convencionales.
• La evaluación gubernamental ubicó a la cuenca Sabinas-Burro-Picachos como la única zona donde, en su caso, podría analizarse la viabilidad del fracking. Al mismo tiempo, los especialistas recomendaron prohibir la extracción de gas no convencional en la Cuenca de Tamaulipas.

La autorización atribuida a Sheinbaum quedó limitada a pruebas para conocer el agua disponible en el subsuelo. El fracking no había sido aprobado como método de extracción, y la eventual explotación permaneció condicionada a estudios hidrogeológicos, reglas ambientales, viabilidad económica y protección comprobable de los acuíferos.

¿En qué países está prohibido y qué pasa en México?

El fracking está prohibido o restringido en varios países mediante leyes, moratorias o políticas públicas, mientras que México sigue evaluando la posibilidad de usar esta técnica para extraer gas natural en yacimientos no convencionales.

La fracturación hidráulica, conocida como fracking, es una técnica de extracción de petróleo y gas de formaciones geológicas de baja permeabilidad.

Para extraerlos, se inyectan fluidos de alta presión en el subsuelo para generar fracturas en la roca. Eso facilita el flujo de hidrocarburos hacia el pozo.

El fracking es empleado ampliamente en Estados Unidos, pero en otros países está prohibido por riesgos ambientales y la protección al agua, entre otras condiciones.

En México, el Gobierno Federal busca implementar esta práctica para reducir la dependencia del extranjero en gas natural, según afirma la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo.

Países que han prohibido o restringido el fracking

Prohibición legal o prohibición explícita

• Francia
• Bulgaria
• Irlanda

Restricción o prohibición de determinadas modalidades

• Alemania
• España

Moratoria o política restrictiva

• Reino Unido
• Sudáfrica

El fracking está prohibido en varios países para proteger el agua y acuíferos; por impactos ambientales, de ecosistemas y por una política climática, entre otros motivos.

La legislación de Francia ha apelado al principio de prevención de daños ambientales.

En cambio, España abandera una política de transición energética y reducción progresiva de la explotación de hidrocarburos. La Ley de Cambio Climático y Transición Energética impide otorgar nuevas autorizaciones para explotaciones de hidrocarburos que contemplen fracturación hidráulica de alto volumen.

Por su parte, Alemania prohibió el fracking no convencional con fines comerciales, aunque mantiene excepciones limitadas para investigación científica y permite determinadas formas de fracturación convencional bajo condiciones regulatorias.

A diferencia de estos países, en Reino Unido se pausó el fracking para gas de esquisto, debido a dudas sobre si dicha práctica generaba actividad sísmica.

En 2019, el gobierno indicó que no permitiría esta práctica, después de que la Oil and Gas Authority concluyó, con la tecnología disponible, que no era posible predecir la probabilidad y magnitud de terremotos relacionados con esta actividad.

El Parlamento británico informó en mayo de 2026 que el gobierno mantenía el compromiso de no otorgar nuevas licencias para explorar nuevos campos que pudieran utilizarse para fracking de gas de esquisto.

Asimismo, Escocia mantiene una política de no apoyar el desarrollo de petróleo y gas no convencional, incluida la práctica del fracking, mientras que Gales no acepta nuevas licencias de petróleo.

En lugar de una prohibición, Sudáfrica tiene una moratoria y un proceso regulatorio para determinar en qué condiciones puede desarrollarse la explotación de gas de esquisto, principalmente en la región de Karoo.

En 2025, el gobierno finalizó las regulaciones específicas para controlar riesgos ambientales y de seguridad asociados a esta práctica.

¿Qué ocurre en México?

En abril del 2026, el gobierno de Claudia Sheinbaum Pardo anunció la creación del Comité de Científicos y Especialistas encargado de estudiar la viabilidad económica y ambiental de la explotación de gas natural no convencional.

• Dicho cuerpo concentró a 54 científicos, investigadores, tecnólogos y humanistas de instituciones como la UNAM, UAM, IPN, entre otras.
• En agosto, el comité presentó sus primeras conclusiones, donde recomendó prohibir el aprovechamiento de recursos en yacimientos de la cuenca Tampico-Misantla.
• En cambio, recomendó investigaciones adicionales para determinar las condiciones en las cuencas de Sabinas-Burro-Picachos, en Coahuila y Nuevo León, y Burgos, en Tamaulipas.

Con ello, los especialistas recomendaron no utilizar agua superficial ni agua subterránea comprometida para consumo humano, agricultura o ganadería.

Como alternativa, propusieron investigar la existencia de agua salada en formaciones profundas y reciclar al menos el 75% del agua empleada en el fracking.

• El 7 de octubre, la secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat), Alicia Bárcena, dijo en su comparecencia que actualmente no existen condiciones para aplicar el fracking en México.
• En la Cámara de Diputados, expuso que Claudia Sheinbaum no ha autorizado pruebas piloto, sino los estudios para determinar si hay agua salada y profunda.

“Hoy no existen condiciones para avanzar en una explotación mediante fracturación hidráulica”, resaltó.

Antes de aplicar el fracking, tendrían que actualizarse las normas relacionadas, elaborar directrices para la construcción de pozos no convencionales y fijar reglas para el tratamiento del agua salada./PUNTOporPUNTO