La legislación energética aprobada en 2025 ofrece mecanismos para que Pemex se asocie con empresas particulares en exploración y extracción; el desafío real esta en otro lado. Diseñar reglas específicas para yacimientos no convencionales que den certidumbre al capital sin trasladar los riesgos ambientales, financieros y sociales al Estado.
El debate se reactivó ante la intención del gobierno federal de evaluar proyectos piloto de fractura hidráulica para elevar la producción nacional de gas. Las cuencas de Sabinas–Burro Picachos, Burgos y Tampico–Misantla concentran recursos prospectivos relevantes, pero desarrollar shale no equivale a perforar un campo convencional. Requiere campañas intensivas, cientos de pozos, infraestructura de recolección, manejo de agua, servicios de terminación y capital constante para contrarrestar la rápida declinación de los pozos.
Por ello, el modelo contractual será determinante. La Ley del Sector Hidrocarburos permite las Asignaciones para Desarrollo Mixto, un vehículo en el que Pemex conserva el derecho exclusivo sobre el área y debe mantener, al menos, 40% de participación. El socio privado puede aportar tecnología, financiamiento, capacidad operativa y ejecución; incluso puede operar el proyecto si así se pacta. Esta figura parece más compatible con la narrativa actual de soberanía energética que una apertura amplia de rondas petroleras.
El incentivo para Pemex es evidente. La empresa mantendría el control estratégico de las áreas, pero evitaría cargar sola con el costo y el riesgo de probar la productividad comercial del shale. Para el privado, la ventaja sería acceder a recursos de gran escala bajo una estructura que permita recuperar inversión y participar en los resultados. La Ley de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos, también faculta a la empresa y sus filiales a celebrar contratos con particulares o esquemas de desarrollo mixto.
Sin embargo, el marco general no basta. Una petrolera internacional no comprometerá capital de largo plazo en pozos, ductos, plantas de tratamiento y logística si no conoce con precisión los permisos, las obligaciones ambientales, el tratamiento fiscal y las condiciones bajo las cuales puede recuperar sus inversiones. México necesita un reglamento o lineamiento específico para no convencionales antes de pasar de pilotos a desarrollo masivo.
El primer componente debería ser la certeza geológica y contractual. SENER y Pemex tendrían que publicar polígonos, información sísmica, resultados de pozos históricos, infraestructura disponible y restricciones territoriales. También deben establecer contratos transparentes con indicadores de inversión, producción esperada, compromisos mínimos de trabajo, mecanismos de solución de controversias y reglas para modificar planes de desarrollo sin discrecionalidad.
El segundo componente es el agua. En regiones con estrés hídrico, permitir que la fractura compita con consumo humano o agrícola haría inviable cualquier proyecto. El estándar debería prohibir el uso de agua potable y priorizar agua residual tratada, salobre o producida y reciclada. La reforma reciente al régimen hídrico fortalece el papel de Conagua en el control, reúso y vigilancia del agua, mientras iniciativas legislativas han planteado límites explícitos al uso de agua nacional para fractura hidráulica.
La tercera condición es ambiental. Una línea base obligatoria antes de perforar y monitoreo público durante todo el ciclo de vida del pozo. Esto incluye calidad de agua, emisiones de metano, aire, sismicidad y manejo de fluidos de retorno. La propia discusión legislativa reconoce que la arquitectura regulatoria mexicana contempla líneas base, monitoreo y estimaciones de riesgos para proyectos de fractura, pero la industria requiere que esas obligaciones sean claras, homogéneas, auditables y aplicadas por autoridades con capacidad técnica.
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También se necesitan garantías financieras. Cada operador debe constituir fianzas para abandono, restauración y remediación, además de seguros ambientales y de responsabilidad civil. Sin esos instrumentos, los pasivos de un derrame, una fuga de metano o un abandono prematuro pueden recaer en Pemex, comunidades y contribuyentes.
La rentabilidad para el país debe ir más allá de la promesa de producir más gas. México puede capturar valor mediante regalías, impuestos y contraprestaciones reguladas por la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos; además, en un desarrollo mixto Pemex conserva una participación mínima de 40%. Pero el diseño fiscal tendría que ser progresivo; una carga inicial que permita recuperar el capital en la fase de mayor riesgo y una mayor participación estatal cuando aumenten precios, productividad o rentabilidad.
La contradicción política sigue siendo el mayor obstáculo. Mientras el gobierno explora tecnologías de menor impacto, en el Congreso persisten propuestas para restringir o prohibir la fractura hidráulica y su uso de agua. La salida no es una apertura sin controles ni una prohibición absoluta: son proyectos piloto con límites territoriales, metas verificables de reúso de agua, transparencia química, vigilancia comunitaria y una evaluación independiente antes de permitir cualquier expansión.
México puede convertir su potencial shale en inversión, gas nacional y empleo especializado. Pero sólo será rentable si el privado comparte el riesgo, Pemex conserva capacidad estratégica, las comunidades reciben beneficios tangibles y el Estado no renuncia a la renta ni a la protección del agua.
📌 Ficha del caso
- Marco principal: Ley del Sector Hidrocarburos, publicada/reformada el 18 de marzo de 2025.
- Vehículo recomendado: Asignaciones para Desarrollo Mixto, con Pemex como titular del área y participación mínima de 40%.
- Participación privada: Puede aportar capital, tecnología y ejecución; puede ser operador si lo contempla el esquema contractual.
- Requisito ambiental clave: Línea base, monitoreo de agua, metano, aire y sismicidad, con información pública y auditoría independiente.
- Regla hídrica propuesta: Prohibir agua potable; priorizar agua residual tratada, salobre, producida y reciclada.
- Protección financiera: Fianzas de abandono y remediación; seguros ambientales y responsabilidad civil obligatorios.
- Renta pública: Regalías, impuestos y contraprestaciones bajo la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, más participación de Pemex en esquemas mixtos.
- Riesgo legal: Persisten propuestas legislativas para restringir o prohibir el fracking y el uso de agua nacional para esta técnica.
