Introducción

El sector energético ha estado teniendo cambios significativos en diferentes países y empresas, las cuales han establecido estrategias de una migración de la dependencia total de hidrocarburos hacia una transición renovables, e incluso, varias empresas petroleras han adoptado la integración de energías renovables con el desarrollo proyectos eólicos, solares, geotérmicos, hidrógeno e hidráulicos, pasando de ser empresas petroleras a empresas de energía.

Esta transición se ha consolidado como una estrategia global para la descarbonización, centrada en desplazar el uso de carbón, combustóleo y diésel mediante la adopción del gas natural como combustible puente. Gracias a su menor intensidad de carbono y su capacidad de respuesta operativa, el gas permite gestionar la intermitencia de las energías renovables mientras maduran las tecnologías de almacenamiento a gran escala, como las baterías de ion-litio. A largo plazo, se proyecta el aprovechamiento de la infraestructura gasífera existente para el transporte de hidrógeno verde, aunque esto requerirá adecuaciones técnicas significativas para mitigar riesgos de fragilización en los materiales y garantizar la eficiencia en el transporte de este vector energético.

El metano es el componente químico utilizado para la generación de energía eléctrica, sin embargo, el gas natural contiene otros compuestos químicos llamados precursores petroquímicos que se ocupan en muchas actividades. Por ejemplo, en la electromovilidad, el parque vehicular de autos eléctricos en el país ha ido creciendo en los últimos años, por lo que la demanda los insumos para su construcción ha seguido esa misma tendencia, además de litio para las baterías junto con otros minerales, también utiliza derivados del gas natural para la construcción de partes como polímeros plásticos, materiales para baterías como electrolitos, separadores, resinas epóxicas, aislamiento eléctrico, fibras de carbono, firmas de vidrio, etc. En general, el gas natural será un hidrocarburo que será importantes no solamente en el sector energético, sino en otros sectores manufactureros durante varios años y seguirá siendo fundamental para el país.

1.- Oferta actual

1.1.- Producción

México enfrenta retos importantes en materia de gas natural, comenzando por la producción de petróleo crudo y gas natural, la cual ha mostrado una tendencia a la baja durante los últimos diez años. En 2016, la producción promedio nacional fue de 5,794 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) (Gráfica 1). Desde entonces, el volumen de producción ha disminuido a una tasa promedio anual de aproximadamente 1.6%. En 2021 se registró el nivel más bajo, con 4,747 MMpcd, seguido de fluctuaciones en los años posteriores. Durante 2025, la producción se ha mantenido con un ligero incremento. En enero de ese año se registró un volumen de 4,368 MMpcd, con un crecimiento promedio mensual de 0.8%, cerrando 2025 con una cifra de 4,814 MMpcd (PEMEX, 2026).

Gráfica 1. Producción de gas asociado y no asociado 2016 – 2026p

Fuente: PEMEX, 2026. p: Producción promedio al mes de marzo.

Además, el porcentaje de gas no asociado ha aumentado a lo largo de este periodo. En 2016, su volumen fue de 1,252 MMpcd, lo que representaba el 25% de la producción total de gas natural. Esta proporción se mantuvo relativamente estable, a pesar de la disminución en la producción total hasta 2021 (PEMEX, 2026). Para el año siguiente, la producción de gas no asociado alcanzó el 47% del total nacional, impulsada principalmente por el incremento en la producción de los campos Quesqui e Ixachi, campos prioritarios y más relevantes para PEMEX. De 2024 a 2025, el porcentaje de gas no asociado se incrementó en 4.5%, alcanzando un volumen promedio de 1,978 MMpcd, mientras que el gas asociado registró un volumen de 1,699 MMpcd. Para los primeros registros de enero y febrero de 2026, se reporta un volumen total de producción de 3,915 MMpcd, del cual el 43.6% corresponde a gas asociado y el 56.3% a gas no asociado (PEMEX, 2026).

En términos generales, esta evolución refleja un cambio en la composición de la producción de gas natural en México durante la última década, caracterizado por una disminución sostenida en el volumen total producido, así como por un aumento en la participación relativa del gas no asociado. Este fenómeno, aunado a limitaciones en infraestructura y al incremento en la demanda energética, ha contribuido a incrementar la dependencia del país de las importaciones de gas natural provenientes de Estados Unidos.

La estrategia para incrementar la producción de gas en México se centra en la extracción en yacimientos no convencionales, con el objetivo de reducir las importaciones provenientes de Estados Unidos. De acuerdo con Víctor Rodríguez Padilla (2026), los planes de producción consideran el desarrollo tanto de yacimientos convencionales como no convencionales. Sin embargo, también es importante considerar que una parte significativa de la producción nacional de gas es consumida por la propia PEMEX en sus procesos operativos e industriales, por lo que la oferta disponible para el mercado interno resulta menor. Esta situación contribuye a mantener la necesidad de importaciones de gas natural, aun en escenarios de incremento de la producción nacional.

En 2025, la producción base de PEMEX fue de 2,300 MMpcd, y se proyecta que al finalizar el sexenio alcance los 4,049 MMpcd (Gráfica 2). Este crecimiento incluiría 663 MMpcd adicionales de gas convencional y 1,159 MMpcd de gas no convencional, sumando un total de 5,871 MMpcd. A más largo plazo, para 2035, se estima que la producción total llegue a 8,310 MMpcd. De este volumen, 4,154 MMpcd corresponderían a la producción base, 3,196 MMpcd a yacimientos no convencionales y 960 MMpcd a convencionales. En términos de crecimiento, los yacimientos no convencionales registrarían un aumento promedio anual de 130 MMpcd en una primera etapa y posteriormente de 417 MMpcd, mientras que los convencionales crecerían en promedio 120 MMpcd por año.

Gráfica 2. Incremento en la producción de gas natural 2025-2035

Fuente: Elaboración propia con datos de Víctor Rodríguez Padilla, presentación “Estrategia para fortalecer la soberanía energética” (2026).

1.1.1.- Campos y provincias petroleras con mayor producción

Aproximadamente el 76% de la producción de este gas se extrae de la provincia petrolera llamada Cuencas del Sureste, en zonas marinas frente a las costas del estado de Campeche y los principales campos productores de gas natural que se localizan es esta región es Akal, Maloob, Zaap, Ku y Onel. Otros campos importantes es Quesqui, el cual se ubica en el municipio de Huimanguillo, Tabasco; e Ixachi, localizado en el municipio de Tierra Blanca Veracruz.

Por otra parte, los campos productores de gas, que llevan algunos años en producción y son conocidos también como campos maduros, han mostrado una disminución en su presión natural, la cual permite que tanto el gas natural como el petróleo crudo salgan a la superficie. Por lo tanto, el volumen de producción disminuye y se tienen que implementar técnicas de recuperación de hidrocarburos para mantener dicha presión en el campo. Además, parte del volumen de gas natural viene acompañado de impurezas, principalmente de nitrógeno, cuya presencia también ha ido incrementándose en distintos campos, añadiendo estos volúmenes a la producción nacional. En consecuencia, es necesario separar el nitrógeno del gas natural mediante procesos de acondicionamiento y tratamiento en centros procesadores de gas, ya que su presencia reduce el poder calorífico del combustible y limita su aprovechamiento comercial e industrial. Esta situación implica mayores costos operativos y de infraestructura para garantizar que el gas natural cumpla con las especificaciones de calidad requeridas para su transporte, distribución y consumo final.

Uno de los retos en el desarrollo del sector de gas natural en México es la alta concentración de la producción en una sola región. Si bien existen actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en diversos estados del litoral del Golfo de México, la mayor parte de los descubrimientos y desarrollos se ha concentrado en la provincia de las Cuencas del Sureste.

Esta concentración geográfica genera un desbalance en la disponibilidad regional del gas, ya que las principales zonas de consumo, particularmente en el centro y norte del país se encuentran alejadas de las áreas productoras. En consecuencia, el suministro depende en gran medida de la infraestructura de transporte y, en muchos casos, de importaciones para cubrir la demanda. Así, la limitada diversificación geográfica de la producción no solo refleja un reto en términos de desarrollo del recurso, sino que también acentúa los problemas estructurales de seguridad energética y eficiencia en el sistema gasífero nacional.

1.2.- Reservas

1.2.1.- Reservas

Las reservas de gas natural (véase Gráfica 2) han tenido fluctuaciones en los últimos años con la incorporación de nuevos volúmenes a través de descubrimientos y la certificación de estas cifras, sin embargo, la tendencia en los últimos años muestra que dichas reservas han ido disminuyendo. En 2014, las reservas 1P fueron de 16,549 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc), la 2P de 33,264 MMMpc y las reservas 3P de 59,665 MMMpc. Para 2016 las reservas tuvieron una caída significativa donde las reservas 1P registraron una cifra de 12,651 MMMpc, 2P con 22,026 MMMpc y 3P con 32,568 MMMpc, estas cifras muestran un decremento del 17.3% para las 1P, 38.8% en 2P y 3P en 28%, (SENER, 2026).

Gráfica 3. Reservas de gas natural 2014 – 2024

Fuente: SENER, 2024.

Un dato importante es la relación reservas/producción, que indica el número de años promedio en los que se agotarían las reservas a un determinado ritmo de producción. De acuerdo con el último reporte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (2024), las reservas 1P tendrían una vida aproximada de 7 años; las 2P, de 13 años; y las 3P, de 19 años. No obstante, esta cifra no es estática, ya que depende de factores como la incorporación de nuevas reservas, los cambios en los niveles de producción y las condiciones económicas y tecnológicas, por lo que debe interpretarse como un indicador de referencia más que como una proyección definitiva.

A nivel nacional, uno de los factores más relevantes fue la reducción de la inversión en exploración y desarrollo de nuevos yacimientos, lo que limitó el crecimiento de reservas. Asimismo, las condiciones operativas de la industria petrolera, la madurez de varios campos en producción y la priorización de recursos hacia proyectos ya existentes influyeron en la reclasificación de reservas. En algunos casos, recursos previamente considerados probados pasaron a categorías inferiores debido a su menor viabilidad técnica o económica. En el plano internacional, las fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas natural jugaron un papel clave. Periodos de precios bajos, derivados del aumento de la oferta global de hidrocarburos no convencionales y de decisiones de productores como la OPEP, redujeron la rentabilidad de ciertos proyectos de exploración. A esto se sumaron eventos como la desaceleración económica global, la volatilidad en la demanda energética de países emergentes como China y los cambios en los flujos de comercio energético, incluyendo el reingreso gradual de Irán al mercado internacional. En conjunto, estos factores nacionales e internacionales explican la variabilidad observada en las reservas de gas natural entre 2015 y 2024. La evolución del volumen total no depende únicamente de la disponibilidad física del recurso, sino también de su viabilidad económica, del nivel de inversión en exploración y del contexto del mercado energético global.

Como consecuencia, estos efectos han restringido el presupuesto destinado a actividades de exploración en el país y han llevado a la reevaluación de reservas. En algunos casos, reservas previamente consideradas probadas han pasado a clasificarse como contingentes, debido a la viabilidad económica y técnica de la extracción de petróleo y gas natural. La tendencia seguía a la baja hasta el año 2022, donde tuvo un incremento del 8% en las reservas de 1P con 10,781 MMMpc, 2.6% en las reservas 2P con 21,460 MMMpc y 5.2% en las reservas 3P con 31,015 miles de MMpcd, y, para en 2024 (última actualización) se cerró con 12,297 MMMpc en reservas 1P; 23,302 MMMpc 2P y finalmente 34,858 MMMpc en reservas 3P (SENER, 2024).

1.2.2.- Descubrimientos

En los reportes de PEMEX de 2013 a 2023 se tienen registrado 111 pozos descubridores, dando como resultado 37 campos descubiertos los cuales han incorporado reservas de petróleo crudo y gas natural, la mayoría de estos pozos y campos se ubican en Cuencas del Sureste y principalmente de petróleo curdo. Entre los campos más importantes (Tabla 1):

Tabla 1. Campos descubiertos por PEMEX y reservas de gas natural a 2024

Nota: Elaboración propia con datos de SENER (2024).

Con la participación de otros operadores petroleros con las licitaciones llevadas a cabo se hicieron nuevos descubrimientos:

Tabla 2. Campos descubiertos por operadores petroleros privados y reservas de gas natural 2024

Nota. Elaboración propia con datos de la SENER (2024).

1.2.3.- Concentración regional en Cuencas del Sureste

Estos descubrimientos e incorporación de reservas realizadas por PEMEX y operadores privados han permitido, estas actividades de exploración han mostrado éxito especialmente en la provincia Cuencas del Sureste, si bien es una región que tiene porcentajes de éxito alto, se debe ampliar estas actividades al resto de provincias petroleras del país. Al inicio de 2013, se tuvieron descubrimientos en otras provincias como es en el norte del país en la cuenca de Burgos, en el sur del estado de Veracruz y los primeros descubrimientos en aguas profundas (tirante de agua > 500 metros) en el Golfo de México, en los años posteriores los descubrimientos se mantuvieron en el Golfo de México y Cuencas del Sureste hasta 2017 en la cuenca de Veracruz cuando se descubrió el campo Ixachi.

Cuando empezó la pandemia de COVID-19 los descubrimientos solamente se concentraron en la provincia Cuencas del Sureste hasta 2021 y 2023 (última actualización de PEMEX) en la cuenca de Tampico-Misantla. Con esta secuencia en los últimos 10 años registrados es importante retomar actividades de exploración en otras regiones del país con la finalidad de ampliar recursos más allá de una sola provincia petrolea para exploración y extracción de hidrocarburos Este es uno de los retos importantes que el país debe retomar.

2.- Potencial de gas natural

2.1.- Recursos Prospectivos

Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos que han sido inferidos y que son potencialmente recuperables mediante proyectos de desarrollo a futuro. El volumen estimado de estos recursos es de 112.9 miles de millones (109) de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce), la distribución de estos volúmenes del tipo no convencional para petróleo crudo es de aproximadamente 52%, mientras que para el gas natural del mismo tipi es cerca del 63% (CNH, 2021).

Se han identificado 12 provincias petroleras en el territorio nacional, de las cuales en 8 se tienen cifras de recursos prospectivos (Mapa 1). Destaca el Golfo de México Profundo, con 13.6 miles de millones de barriles de aceite (MMMb) y 50.5 billones de pies cúbicos de gas natural (MMMMpc). La siguiente provincia es Cuencas del Sureste, con 13 MMMb de aceite y 7.2 MMMMpc de gas natural (CNH, 2021). Otra provincia interesante que contiene recursos gasíferos convencionales es la Cuenca de Burgos, con 13.2 MMMMpc. Esta provincia ha sido de interés debido a que abarca la frontera entre el estado de Tamaulipas y Texas, donde se encuentra una de las formaciones gasíferas no convencionales más importantes, la Eagle Ford, la cual también se extiende hacia el territorio nacional.

El resto de las provincias, como el Cinturón Plegado de Chiapas, la Cuenca de Veracruz, la Plataforma de Yucatán y Tampico–Misantla, aunque no muestran cifras tan elevadas de hidrocarburos como las provincias anteriormente mencionadas, aún presentan un potencial interesante en términos de recursos convencionales principalmente en la cuenca de Tampico – Misantla. En particular, la Cuenca de Veracruz y Sabinas–Burro–Picachos destacan por su potencial gasífero convencional, asociado principalmente a sistemas de acumulación en trampas estructurales y estratigráficas.

Estas provincias resultan relevantes dentro del contexto exploratorio nacional, ya que representan distintas etapas de madurez geológica y niveles de exploración. Mientras algunas han sido ampliamente desarrolladas en otros horizontes y con objetivos más someros, otras aún conservan un potencial significativo por evaluar. En conjunto, su análisis permite comprender la distribución de los sistemas petroleros en México, así como orientar estrategias de exploración tanto en recursos convencionales como no convencionales.

Mapa 1. Recursos prospectivos por Provincia Petrolera

Fuente: CNH, 2021.

Las provincias con recursos no convencionales (Mapa 2) son la Cuenca de Burgos, que abarca las costas, el centro y el norte de Tamaulipas, así como el centro–oriente de Nuevo León; Sabinas–Burro–Picachos, que incluye el centro y norte de Coahuila y Nuevo León; Tampico–Misantla, que comprende las costas y la región centro–norte de Veracruz, además de porciones del oriente de Puebla, Hidalgo y San Luis Potosí; y finalmente la Cuenca de Veracruz, que abarca el centro y sur del estado, así como sus zonas costeras adyacentes. Una característica relevante en el norte del país es la continuidad geológica con la formación Eagle Ford, uno de los plays no convencionales más importantes del mundo y uno de los principales productores de gas natural en el estado de Texas.

Esta continuidad sugiere la existencia de un sistema petrolero compartido entre ambos lados de la frontera, lo cual incrementa el potencial exploratorio en territorio nacional. En este contexto, se identifican oportunidades importantes para el descubrimiento e incorporación de nuevas reservas, particularmente de gas natural, asociadas principalmente a recursos no convencionales, los cuales representan un componente clave para el desarrollo futuro del sector energético en México.

Mapa 2. Recursos prospectivos no convencionales por provincia petrolera 2021

Fuente: SENER, 2026 y CNH, 2021.

2.2.- Yacimientos no convencionales

2.2.1.- Enfoque histórico-institucional

El 8 de abril, la presidenta Claudia Sheinbaum informó que se evalúa la posibilidad de extraer gas natural de yacimientos no convencionales, con el objetivo de reducir la dependencia de importaciones provenientes de los Estados Unidos. Como se mencionó anteriormente, la mayor parte de los recursos gasíferos del país se encuentra en este tipo de yacimientos, por lo que se requiere el uso de fracturamiento hidráulico o fracking, técnica que ha generado controversia en el país. Posteriormente, se presentó un Comité de Expertos que analizará la extracción de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, con un enfoque multidisciplinario que ayude a visualizar la viabilidad de áreas en las que puedan desarrollarse estos proyectos de exploración y extracción.

Es importante recapitular hechos relevantes relacionados con el tema.

Anteriormente, PEMEX ha realizado perforaciones de pozos en yacimientos no convencionales; en 2013 tuvo descubrimientos de este tipo en la Cuenca de Burgos. Después de la aprobación de la Reforma Energética en 2013, se llevaron a cabo las rondas petroleras, en las que la CNH era el principal órgano regulador encargado de diseñar y preparar las bases de las licitaciones para actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, así como los modelos de contrato, su ejecución, adjudicación durante las licitaciones y, posteriormente, la administración y supervisión de dichos contratos.

Entre 2014 y 2018, se concluyeron nueve licitaciones con empresas ganadoras (PEMEX y privadas), con un total de 111 contratos (22 de PEMEX) firmados en áreas terrestres convencionales, así como en aguas someras (tirante de agua < 500 metros) y aguas profundas (tirante de agua > 500 metros) en el Golfo de México. En marzo de 2018, la CNH anunció las licitaciones para exploración y extracción CNH-R03-L02/2018 en áreas terrestres y CNH-R03-L03/2018 en áreas terrestres no convencionales (Mapa 3), con nueve bloques en la Cuenca de Burgos bajo la modalidad de licencia; dicha licitación se llevaría a cabo en septiembre del mismo año, pero se pospuso hasta febrero de 2019 (CNH, 2018).

Mapa 3. Áreas contractuales de la Ronda 3. Terrestres no convencionales de la Licitación CNH-R03-L03/2018

Fuente: SENER, 2026 y CNH, 2019.

En la 70.ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno de la CNH (2018) se anunció oficialmente la cancelación de esas dos licitaciones, debido a que la Secretaría de Energía solicitó la exclusión de dichas áreas para revisar los avances de los contratos vigentes. Asimismo, se planteó la revisión de la política energética y la evaluación de los resultados y avances de dichos contratos.

Estas decisiones se han relacionado con las políticas energéticas de la nueva administración entrante del entonces presidente electo, Andrés Manuel López Obrador, quien en su primer año señaló que no se realizaría fracking en el país. En un caso particular, tras la autorización de un plan de exploración de PEMEX otorgada por la CNH en la 34.ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno (2019) para la asignación AE-0387-2M-Humapa (Mapa 4), ubicada en la frontera de los estados de Puebla y Veracruz, dentro de la provincia petrolera Tampico-Misantla, se contemplaban diversas actividades de exploración. Entre ellas, un programa de trabajo que incluía dos pozos exploratorios: el pozo Laxis-1EXP, en un escenario base, y el pozo Pixcuy-1EXP, en un escenario incremental, con el objetivo de evaluar el potencial petrolero dentro del área de asignación e incorporar reservas asociadas al play no convencional de aceite y gas en lutitas (CNH, 2019).

Para ambos pozos se contemplaba alcanzar objetivos ubicados a más de tres kilómetros de profundidad e incorporar un volumen estimado de recursos prospectivos de 43 MMbpce. Dado que se trataba de plays no convencionales, estas actividades requerirían el uso de fracking. Sin embargo, Andrés Manuel López Obrador señaló que se suspendería la autorización para la perforación de pozos que implicaran el uso de esta técnica (MILENIO, 2019), por lo que el programa de trabajo presentado por PEMEX no continuó.

Mapa 4. Ubicación de la asignación AE-0387-6M-Humapa

Fuente: SENER,2026 y CNH, 2019.

Esta política energética se mantuvo durante el resto del sexenio, enfocándose en actividades de exploración y extracción en yacimientos convencionales, así como en el seguimiento de los contratos vigentes de PEMEX y otros operadores petroleros. Posteriormente, con la entrada de la administración de la presidenta, se ha planteado una apertura hacia la exploración de gas no convencional bajo nuevas condiciones, entre ellas la soberanía energética, la implementación de nuevas tecnologías con el objetivo de reducir el impacto de estas actividades y la incorporación de supervisión científica, quienes evaluarán y emitirán recomendaciones para determinar la viabilidad de la técnica del fracking en México, considerando tanto su potencial productivo como los riesgos ambientales asociados; dicha evaluación se tiene prevista para presentarse en el mes de junio.

En este contexto, es relevante señalar que desde 2011 PEMEX ha realizado evaluaciones sobre los plays no convencionales, incluyendo la perforación de aproximadamente 25 pozos exploratorios que permitieron confirmar la continuidad de las formaciones de interés y la existencia de potencial para la explotación de estos recursos. Estos resultados han sido documentados en diversas presentaciones institucionales de la empresa, en las que se exponen los avances técnicos y el estado del conocimiento sobre este tipo de yacimientos.

En este sentido, el análisis de los recursos no convencionales y su papel dentro de la estrategia energética nacional constituye una línea de discusión vigente, por lo que en los siguientes apartados se abordará con mayor detalle la evolución técnica, económica y regulatoria asociada a su posible desarrollo en México.

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Referencias

• Comisión Nacional de Hidrocarburos. (2018, 11 de diciembre). 70ª Sesión Extraordinaria de 2018 del Órgano de Gobierno CNH (11/Dic/2018). YouTube. Disponible en https://www.youtube.com/watch?v=TGpHuE2UmQQ&t=3336s
• Comisión Nacional de Hidrocarburos. (2019, 25 de junio). 34ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno (25/junio/2019). YouTube. Disponible en https://www.youtube.com/watch?v=CRkRMZGfTWg&t=1733s
• Comisión Nacional de Hidrocarburos. (2021, marzo). Recursos prospectivos de hidrocarburos. Disponible en https://hidrocarburos.energia.gob.mx/media/6626/recursos_prospectivos.pdf
• Comisión Nacional de Hidrocarburos. (2024, enero). Reservas de Hidrocarburos. Disponible en https://hidrocarburos.energia.gob.mx/media/6460/reservashidrocarburos_202401.pdf
• MILENIO. (2019, 26 de junio). Conferencia Matutina de AMLO, 26 de junio de 2019. YouTube. Disponible en https://www.youtube.com/watch?v=DEX21STCS-M&t=4801s
• Petróleos Mexicanos. (2026). Base de Datos Institucional – Producción de gas natural. Disponible en https://ebdi.pemex.com/bdi/bdiController.do
• Secretaría de Energía. (s. f.). Asignaciones Vigentes (shapefile) [Conjunto de datos geoespaciales]. https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/ (consultado en 2026).
• Secretaría de Energía. (s. f.). Estados (shapefile) [Conjunto de datos geoespaciales]. https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/ (consultado en 2026).
• Secretaría de Energía. (s. f.). Municipios (shapefile) [Conjunto de datos geoespaciales]. https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/ (consultado en 2026).
• Secretaría de Energía. (s. f.). Provincias Petroleras con Recursos Prospectivos (shapefile) [Conjunto de datos geoespaciales]. https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/ (consultado en 2026).
• Secretaría de Energía. (s. f.). Rondas Ronda – 3. Terrestres convencionales y no convencionales – Sector Burgos (9 áreas contractuales). Gobierno de México. https://rondasmexico.energia.gob.mx/media/3952/ficha-r33-nc-burgos-1.pdf
• Secretaría de Energía. (s.f.). Terrestre No Convencional (shapefile) [Conjunto de datos geoespaciales]. https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/ (consultado en 2026).
• Secretaría de Energía. (2024). Sistema de Información de Hidrocarburos – Recursos y reservas. Disponible en https://sih-hidrocarburos.energia.gob.mx/
• Secretaría de Energía. (2024). Sistema de Información de Hidrocarburos – Reservas por campo de gas. Disponible en https://sih-hidrocarburos.energia.gob.mx/
• Víctor Rodríguez Padilla. (2026, abril 8). Estrategia para fortalecer la soberanía energética [Transmisión en vivo]. YouTube. Canal de Claudia Sheinbaum Pardo. https://www.youtube.com/live/EnLBv_Azlzg

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