El comité científico que la presidenta Sheinbaum presentó este miércoles para evaluar la viabilidad del fracking llega cuando el país ya no puede seguir posponiendo una discusión compleja en la que no hay una opción entre blanco y negro.
México consume alrededor de 9 mil 100 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, produce apenas 2 mil 300 millones e importa el resto casi en su totalidad desde Estados Unidos.
En 2025, según la Administración de Información Energética estadounidense, las compras promediaron un récord de 6 mil 638 millones de pies cúbicos diarios, con un pico de 7 mil 500 millones en mayo. Esa dependencia del 75% no es un dato menor: es el hilo del que penden la generación eléctrica y la actividad industrial del país.
Si no existiera esa dependencia, quizás no estaríamos por discutir sobre el fracking.
La presidenta —que durante años se opuso al fracking, según ella mismo dijo ayer— reconoció que las condiciones cambiaron y abrió la puerta a evaluar la extracción del llamado gas no convencional.
El comité, integrado por especialistas de la UNAM, el IPN, la UAM, la Universidad Autónoma de Nuevo León, el Instituto Mexicano del Petróleo y el Instituto Mexicano de Tecnología del Agua, tiene dos meses para entregar una primera orientación.
Se trata de un ejercicio inédito: someter una decisión energética al escrutinio académico antes de ejecutarla. Pero para que valga, el dictamen tendrá que responder preguntas que hasta ahora siguen en el aire.
La primera es económica. No todo recurso geológico es comercialmente viable. Las reservas de gas no convencional en México se estiman entre 545 y 681 billones de pies cúbicos, lo que lo sitúa entre los diez países con mayor potencial.
Pero, el potencial geológico no se traduce automáticamente en producción rentable. Algunos expertos, como el analista Ramsés Pech, estiman que alcanzar una autosuficiencia significativa requeriría perforar entre 3 mil y 3 mil 500 pozos anuales durante una década, con inversiones de 35 mil a 45 mil millones de dólares anuales.
Mientras tanto, perforar un pozo en México cuesta entre 7 y 8 millones de dólares, frente a 1 o 2 millones en Estados Unidos, donde la infraestructura lleva décadas de maduración. Y el gas de referencia Henry Hub promedió 3.5 dólares por millón de BTU entre 2020 y 2026: competir contra ese precio no será sencillo.
La segunda pregunta es respecto al agua, y quizá es la más delicada. El fracking demanda entre 10 y 14 millones de litros de agua por pozo —unas diez veces más que la perforación convencional—, y las mayores reservas no convencionales del país se concentran precisamente en las cuencas de Burgos, Sabinas y Tampico-Misantla, entre Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas: zonas que la Conagua clasifica con alto estrés hídrico.
La industria argumenta que las técnicas han mejorado y que buena parte del agua puede reutilizarse. Pero el comité tendrá que verificar esas cifras con datos, no con promesas. Antes de cualquier autorización, debe quedar claro de dónde saldrá el agua, cómo se tratarán los fluidos de retorno —que pueden contener químicos como tolueno y xileno— y quién asumirá el costo si algo sale mal.
La tercera pregunta es climática. El Global Methane Tracker 2025 de la Agencia Internacional de Energía estima que el sector energético generó alrededor de 145 millones de toneladas de metano en 2024, más del 35% del total generado por los seres humanos. Si México opta por esta vía, tendría que hacerlo con estándares que hoy solo cumplen un puñado de productores a nivel global: monitoreo satelital, verificación independiente y control estricto de fugas y venteo. La tecnología existe —la propia AIE calcula que el 70% de las emisiones del sector podrían reducirse con herramientas ya disponibles—, pero exige voluntad regulatoria y presupuesto.
La cuarta pregunta es operativa. Pemex reconoce que no cuenta con la tecnología ni la experiencia para desarrollar yacimientos no convencionales trabajando sola. Necesitará socios privados, contratos de exploración y producción, certeza jurídica y cadenas de suministro que hoy no existen. La revisión del T-MEC, que se acerca, añade otra variable: cualquier esquema de participación privada quedará sujeto a una negociación comercial que no favorece la improvisación.
El dilema de fondo no ha cambiado: México paga cada año miles de millones de dólares por gas que cruza la frontera, y cualquier interrupción —una tormenta invernal en Texas, una reconfiguración de flujos de GNL hacia otros mercados o cualquier otra razón— lo deja expuesto.
La solución, sin embargo, no puede ser peor que el problema. Si el comité funciona como debe, su dictamen marcará la diferencia entre una política energética basada en evidencia y otra basada en urgencia.
Si no hay agua suficiente, si el costo supera al beneficio, si la regulación no puede garantizarse o si el riesgo se socializa mientras la renta se privatiza, la respuesta tendrá que ser no.
Pero, si las condiciones se cumplen, negarse a explorar esa opción ya no sería cautela: será negligencia.