Urgen fortalecer marco regulatorio y presupuestal para proyectos de fracking

Es necesario fortalecer el marco regulatorio, presupuestal y técnico para garantizar la viabilidad de los proyectos de fracking porque, de lo contrario, podrían tener implicaciones directas en las finanzas públicas y la política del gasto, advirtió el Centro de Investigación Económica y Presupuestaria (CIEP).

En un reciente estudio, el Centro consideró que para que la estrategia energética del gobierno federal sea evaluable y sostenible en términos fiscales, se requiere fortalecer la normatividad específica para el fracking, así como la relacionada con criterios ambientales, además de garantizar un flujo de inversión sostenido, evaluar esquemas de participación privada.

En su boletín “El fracking y la inversión pública en México. Algunas consideraciones sobre la estrategia energética”, el organismo no gubernamental analizó las implicaciones fiscales y regulatorias de la política energética relacionada con la fractura hidráulica para la extracción de hidrocarburos de los yacimientos no convencionales.

El gas natural en México

El CIEP expuso que el gas natural cubre 45.5 por ciento del suministro total de energía del país. No obstante, advirtió que la brecha entre la producción y el consumo interno se ha agravado de forma sostenida entre 2018 y 2025.

“En este periodo, la producción de Pemex cayó 16.0 %, mientras que el consumo creció 22.2 % y las importaciones aumentaron 43.0%, procedentes principalmente de Texas”, recordó.

Indicó que el déficit comercial de gas de México es de 2 mil 569 Petajoules, cifra superior al de gasolinas y diésel combinados.

Agregó que la inversión de Petróleos Mexicanos (Pemex) en exploración y producción alcanzó en 2025 su nivel más bajo del periodo: 29 mil 318 millones de pesos.

“Se requiere fortalecer la inversión para lograr los objetivos declarados de soberanía energética y reducir las vulnerabilidades relacionadas con los precios internacionales, eventos climáticos extremos y del contexto geopolítico internacional”, recomendó al respecto.

En este escenario, el CIEP expuso que el desarrollo de yacimientos no convencionales en el país, además de requerir una evaluación en términos económicos, enfrenta desafíos relacionados con los derechos de las comunidades originarias y la viabilidad ambiental de los proyectos, así como consultas previas, libres e informadas con quienes viven en las zonas de influencia, considerando los derechos humanos y la participación social.

“Su ausencia podría comprometer la viabilidad económica y operativa de cualquier proyecto”, advirtió.

¿Cuánto costaría el fracking?

Con base en datos oficiales, el CIEP señaló que el potencial no convencional de México se encuentra en los 141 mil 494 billones de pies cúbicos de gas natural, casi el doble de los 83 mil 138 billones de los convencionales, principalmente en las Cuencas de Burgos y Sabinas-Burros al noreste del país.

“La cuenca de Burgos es la única con antecedentes históricos de producción asociada a gas no convencional —shale gas y tight gas— en territorio mexicano”, destacó.

El estudio afirmó que desarrollar todo ese potencial requiere de una inversión que hoy no encuentra respaldo presupuestal suficiente.

Plantó que la inversión de Pemex en exploración y producción de hidrocarburos pasó de 36 mil 512 millones de pesos (mmdp) en 2018 a su punto más alto en 2022 con 49 mil 574 mmdp, para caer a 29 mil 318 mmdp en 2025, con una recuperación parcial a 39 mil 494 mmdp en 2026.

“Esta trayectoria muestra una capacidad de inversión volátil e insuficiente para sostener un programa de desarrollo de gas no convencional a escala significativa, sólo con recursos públicos”, concluyó.

Relacionado con lo anterior, el CIEP añadió que los datos de inversión programada para la cuenca de Burgos refuerzan ese diagnóstico.

La inversión total proyectada en bienes y servicios asciende a 170 millones 607.4 mil dólares, que son 2 mil 957.4 mmdp (1.3 por ciento del total nacional), distribuida en cinco rubros:

• Perforación de pozos: 82.4 millones de dólares.
• Terminación de pozos: 50.7 millones de dólares.
• Administración del proyecto: 15.8 millones de dólares.
• Servicios de soporte: 14.6 millones de dólares.
• Operación de instalaciones: 6.3 millones de dólares.

Por ello, el Centro calculó que para el conjunto de proyectos terrestres –categoría que incluye los campos de shale y tight gas–, la inversión total proyectada fue de 1 mil 059.4 millones de dólares, equivalente a 8 por ciento del total nacional, concentrada en el período 2024–2030, con perforación y terminación de pozos como los rubros dominantes, seguidos de administración del proyecto, servicios de soporte y operación de instalaciones, según citó cifras de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos al 2020.

“Esta concentración refleja la naturaleza de los yacimientos no convencionales, donde la mayor parte del gasto se compromete antes de que la producción genere ingresos”, aseveró.