El gas natural representa 45.5% del suministro total de energía en México, pero el país produce internamente 37.1% del consumo total; 62.9% restante se importa, principalmente desde Texas, lo que convierte a México en el séptimo importador mundial de gas natural. Entre 2018 y 2025, la producción de gas natural de Pemex cayó 16.0%, el consumo creció 22.2% y las importaciones aumentaron 43.0%. Ante este desequilibrio, el Gobierno Federal presentó en 2026 la Estrategia para Fortalecer la Soberanía Energética, que contempla la posible explotación de yacimientos no convencionales mediante fracturamiento hidráulico (fracking). La inversión de Pemex en exploración y producción fue de 29 mil 318 mdp en 2025, su nivel más bajo del periodo. Para 2026, la inversión de Pemex en exploración y producción es de 39 mil 495 mdp, equivalente en 0.10% del PIB, frente a una producción potencial de yacimientos no convencionales estimada en 141 mil 494 mpcd. Hace falta fortalecer el marco presupuestario, regulatorio y ambiental para incorporar esta producción a la oferta de energía del país.

 

El gas natural en México

El gas natural es el principal energético en la matriz de consumo de México. En 2024 representó 1 mil 868 PJ de la producción primaria nacional, por encima del carbón (129 PJ) y de las energías renovables en conjunto, y cubrió 45.5% del suministro total de energía del país, por encima del petróleo y sus derivados (40.0%).

En energía secundaria, el gas concentra su uso en los sectores más estratégicos como la generación eléctrica y la industria. El gas seco, derivado directo del gas natural, que representa 64.2% del insumo total para la generación eléctrica 2 mil 186 PJ y junto con el gas natural cubre cerca del 77.0% del consumo industrial. Entre 2018 y 2024 el gas mantiene una participación dominante dentro de la oferta de energía secundaria, mientras otras fuentes como gasolina y diésel muestran una tendencia decreciente.

Objetivo

El objetivo de esta investigación es mostrar la dependencia del país hacia las importaciones de gas estadounidense y que la estrategia del Gobierno Federal de incluir el fracking en la producción nacional requiere de un mayor impulso a la inversión pública y posibles ajustes en la normatividad. En la siguiente sección se muestra información sobre la composición de la matriz energética en México y sobre el creciente ritmo de las importaciones de gas. Posteriormente se presenta información relativa a la estrategia de la Secretaría de Energía para fortalecer la soberanía energética el país así como de la evolución reciente de la inversión de Pemex en exploración y producción. Más adelante se muestra información sobre el potencial de producción que representa el gas no convencional y sobre las implicaciones de una política que priorice la seguridad y la soberanía energética.

Matriz energética e importaciones

La producción interna de Pemex cubre 37.1% de la demanda del consumo total, por lo que México importa 62.9% restante, principalmente desde Texas 80.0% y California 20.0%. En 2023, México ocupó el séptimo lugar mundial por volumen de gas importado. Como muestra la figura 2, esta brecha se amplió de manera sostenida entre 2018 y 2025; la producción nacional cayó de 2 mil 610 mpcd en 2018 a 2 mil 191 mpcd en 2025 (−16.0%), mientras el consumo creció de 7 mil 430 mpcd a 9 mil 082 mpcd (22.2%) y las importaciones pasaron de 4 mil 820 mpcd a 6 mil 890 mpcd (42.9%). El porcentaje del consumo cubierto con gas del exterior subió de 65.0% a 76.0%.

En 2025, México importó 6 mil 890 mpcd de gas natural, el equivalente al 76.0% de su consumo total, lo que representa un mayor déficit energético en el país; 2 mil 569 PJ, por encima del déficit en gasolinas (1 mil 080 PJ) y diésel (509 PJ). Derivado de lo anterior, la Sener identificó seis vulnerabilidades derivadas de esta estructura:

• Sensibilidad a variaciones del precio internacional.
• Exposición a eventos climáticos extremos.
• Riesgo ante conflictos geopolíticos.
• Limitaciones al desarrollo regional.
• Incertidumbre en el suministro.
• Dependencia de decisiones extranjeras.

Ante este diagnóstico, en abril de 2026 la Sener presentó la Estrategia para Fortalecer la Soberanía Energética, documento que articula la respuesta del Gobierno Federal a la dependencia estructural del país en materia de gas natural y que contempla, entre sus ejes principales, la posible explotación de yacimientos no convencionales mediante fracturamiento hidráulico como una vía para reducir la brecha entre producción nacional e importaciones.

La nueva estrategia y su marco legal

La producción de gas natural no convencional es una de las propuestas presentadas por la Sener en el marco de la Estrategia para Fortalecer la Soberanía Energética, articulada en tres ejes:

• Eficiencia energética.
• Expansión de energías renovables.
• Explotación de reservas de gas natural.

En el tercer eje se inscribe la posible explotación de yacimientos no convencionales mediante fracturamiento hidráulico, condicionada a las recomendaciones de un Comité de científicos y especialistas. En mayo de 2026, la estrategia se complementó con el Plan de Gasoductos; 140 mil 905 mdp en inversión hacia 2030, de los cuales 87 mil 000 mdp corresponden al Cenagas y 53 mil 000 mdp a la CFE (Sener, 2026).

Esta apuesta no ocurre en el vacío institucional. El Reglamento de la Ley del Sector Hidrocarburos, publicado en el DOF el 3 de octubre de 2025, establece el marco mediante el cual el Estado puede otorgar asignaciones y contratos de exploración y extracción a Pemex, a otras empresas públicas o a particulares nacionales y extranjeros (DOF, 2025). El reglamento no menciona explícitamente el fracturamiento hidráulico ni el gas no convencional, pero habilita los instrumentos jurídicos necesarios para su desarrollo como lo son contratos para la exploración y extracción, asignaciones para desarrollo mixto y esquemas de participación privada.

Esa ausencia podría incidir en la condiciones ambientales, contractuales y fiscales bajo las cuales operaría esta actividad. Gutiérrez (2016) muestra que México ya enfrentó este problema con la reforma energética de 2014; se abrió el sector a la participación privada sin que las instituciones regulatorias contaran con la capacidad técnica, presupuestal ni normativa para supervisar las actividades que se habilitaban. El reglamento de 2025 actualiza ese marco pero no resuelve la brecha regulatoria específica para los hidrocarburos no convencionales.

El fracking y el potencial de México

El fracturamiento hidráulico conocido como fracking, es una técnica de extracción que consiste en inyectar agua, arena y químicos a alta presión para fracturar rocas subterráneas de baja permeabilidad y liberar los hidrocarburos atrapados en ellas (CNH, 2020). A diferencia de los yacimientos convencionales, donde el gas fluye naturalmente hacia el pozo, los yacimientos no convencionales requieren esta intervención mecánica para liberar el recurso. Cada pozo demanda entre 10 mil y 30 mil metros cúbicos de agua, además de aditivos químicos que generan residuos con impactos documentados en suelos y acuíferos (CNH, 2020).

México cuenta con reservas no convencionales un potencial de 141 mil 494 miles de mpcd, casi el doble del potencial convencional de 83 mil 138 miles de mpcd. Las cuencas con mayor potencial identificado son Burgos y Sabinas-Burro, ambas ubicadas en el noreste del país, en zonas con estrés hídrico documentado (CNH, 2020). 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.

Sin embargo, desarrollar ese potencial requiere una inversión que hoy no encuentra respaldo presupuestal suficiente. Como muestra la Figura 3, la inversión de Pemex en exploración y producción de hidrocarburos, pasó de 36 mil 512 mdp en 2018 a su punto más alto en 2022 con 49 mil 574 mdp, para caer a 29 mil 318 mdp en 2025; a recuperarse parcialmente a 39 mil 494 mdp 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.

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 mdp (1.3% 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.

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 (8.0% 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 (CNH, 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.

Entre la seguridad y soberanía energética

La estrategia del Gobierno Federal para desarrollar gas no convencional se inscribe en un debate no concluido sobre seguridad y soberanía energética. Ambos conceptos no son equivalentes ni conducen a las mismas decisiones de política pública.

La seguridad energética es la disponibilidad de energía suficiente, económica y sin interrupciones (CEPAL, 2024). La soberanía energética, en cambio, implica control nacional sobre los propios recursos y tiene como máxima aspiración que el país solvente sus necesidades con sus propias capacidades, reduciendo la vulnerabilidad frente a decisiones de autoridades extranjeras o choques geopolíticos (CEPAL, 2024).

Mientras el discurso oficial enfatiza la soberanía, el país importa 62.90% de su consumo de gas natural, 96.0% de ese suministro proviene de una sola fuente, Estados Unidos y la producción doméstica cayó 37.0% entre 2010 y 2024. La crisis invernal de Texas en 2021 mostró los riesgos de esa concentración; la suspensión de exportaciones provocó desabasto, apagones y sobrecostos en México.

Lograr la autosuficiencia mediante el desarrollo de gas no convencional requiere transformar recursos prospectivos en producción real bajo condiciones fiscales y regulatorias que hoy parecen no estar resueltas. Si el objetivo es mayor seguridad energética, diversificar fuentes y ampliar el almacenamiento estratégico son alternativas que atienden esta vulnerabilidad. Por otro lado, el objetivo es la soberanía energética, se requiere una hoja de ruta integral con capacidad de inversión sostenida y un marco regulatorio específico para los yacimientos no convencionales (CEPAL, 2024).

Implicaciones de política pública

México tiene una elevada dependencia hacia el gas importado y destina una fracción baja y volátil de su presupuesto a la exploración y producción. Por lo tanto requiere, además, mejorar la normatividad referente a la producción en los yacimientos no convencionales. Se identifican cuatro condiciones que una estrategia de desarrollo de gas no convencional tendría que atender para ser evaluable en términos fiscales y de política energética.

La primera es regulatoria. El Reglamento de la Ley del Sector Hidrocarburos publicado en octubre de 2025 habilita contratos y asignaciones para la exploración y extracción de hidrocarburos, pero no establece disposiciones específicas para el gas no convencional ni para el fracturamiento hidráulico (DOF, 2025). Lo anterior podría tener implicaciones ambientales, contractuales y fiscales bajo las cuales operaría esta actividad lo que impide evaluar con precisión su impacto sobre las finanzas públicas.

La segunda es presupuestal. La inversión de Pemex en exploración y producción registró su nivel más bajo en 2025 y ha mostrado una trayectoria volátil a lo largo del periodo 2018–2026. Transformar los recursos prospectivos no convencionales en producción real demanda una inversión sostenida que contrasta con esa trayectoria.

La tercera es técnica. Pemex no cuenta actualmente con la suficiente capacidad tecnológica para operar yacimientos no convencionales de manera autónoma (Gutiérrez, 2016). Eso significa que el desarrollo de esta actividad implicaría necesariamente esquemas de participación privada cuyas condiciones contractuales y su impacto sobre la renta que retiene el Estado aún no han sido definidas.

La cuarta es conceptual. Como señala la CEPAL, la seguridad energética no exige autosuficiencia absoluta, mientras que la soberanía energética sí. La definición precisa de los objetivos permitiría diseñar y evaluar los instrumentos que se propongan en la correspondiente política pública.

Finalmente, el desarrollo de yacimientos no convencionales en México no puede evaluarse únicamente en términos fiscales y regulatorios. El fracking enfrenta desafíos relacionados con los derechos de las comunidades originarias y la viabilidad ambiental de los proyectos. La legislación mexicana y los acuerdos internacionales exigen consultas previas, libres e informadas con las comunidades en las zonas de influencia, colocando en el centro los derechos humanos y la participación social. Su ausencia puede comprometer la viabilidad jurídica y operativa de cualquier proyecto.