Pemex inicia nueva era energética con explotación de shale gas y mayor participación privada

Ciudad de México, a 07 de agosto del 2025.- Petróleos Mexicanos (Pemex) presentó su Plan Estratégico 2025-2035, el cual representa un cambio profundo en la política energética nacional al introducir tres modificaciones de fondo respecto a la administración anterior: la explotación de shale gas con fracking, un nuevo régimen fiscal y una mayor apertura a la iniciativa privada.

De acuerdo con fuentes de alto nivel, Pemex abrirá una nueva etapa en la producción de hidrocarburos al incorporar la técnica del fracking hidráulico para la explotación del gas shale, una práctica utilizada exitosamente en países como Estados Unidos y Argentina. Esta técnica consiste en fracturar formaciones rocosas subterráneas, como piedras calizas, para liberar hidrocarburos como gas seco y líquidos del gas.

La empresa productiva del Estado utilizará exclusivamente agua residual tratada, agua congénita de los campos petroleros y agua de mar procesada, evitando el uso de agua dulce. Se estima que cerca del 100 por ciento de esta agua será recuperada tras su uso en las operaciones.

Con esta estrategia, se consolidará una nueva región petrolera que abarcará desde el norte de Tamaulipas hasta el norte de Veracruz, donde Pemex ya cuenta con 23 asignaciones en cuencas con potencial de yacimientos convencionales y no convencionales. Entre ellas destacan Tampico-Misantla, Sabinas-Burro Picachos, la Cuenca de Burgos y el Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).

El segundo cambio clave es la implementación de un nuevo régimen fiscal especial para la explotación de shale gas. Actualmente, Pemex paga un 30 por ciento en derechos, mientras que el estándar internacional oscila entre el 5 y el 6 por ciento. La propuesta fiscal, en la que ya se trabaja, buscará aumentar la rentabilidad del proyecto y estará lista hacia finales de este año.

La tercera transformación consiste en una mayor participación del sector privado en las operaciones de Pemex. Se contempla una ampliación en la privatización de servicios petroleros, coinversiones y esquemas de riesgo compartido en exploración y producción. Esta apertura también incluye el retorno a la producción en aguas profundas, con acuerdos para operar en tirantes de entre 200 y mil metros.

En exploración, se han identificado al menos nueve provincias petroleras con potencial en aguas profundas, entre ellas la Delta del Río Bravo, Franja de Sal Alóctona, Cinturón Plegado Perdido, Salina del Golfo Profundo y Cañón de Veracruz. Estos recursos ya han sido parcialmente adjudicados tras la reforma energética de 2014, que permitió la entrega de 19 contratos en aguas profundas en la Ronda 2.4, con una inversión estimada de mil millones de dólares y participación de empresas como Shell y BR Statoil.

Además, Pemex implementará un programa de factoraje financiero para garantizar el cumplimiento de pagos a sus proveedores. Este mecanismo contará con el respaldo de la banca de desarrollo y tres firmas internacionales especializadas en negociaciones con empresas proveedoras.

La meta de producción diaria de Pemex se mantiene en 1.8 millones de barriles, objetivo para el cual se realizará una reconfiguración de las zonas productivas. La compañía ya formalizó contratos de servicios múltiples que le permiten avanzar en la exploración y producción en estas nuevas áreas, y no descarta ampliar sus alianzas con el sector privado conforme se obtengan resultados positivos. Las expectativas sobre el shale gas son alentadoras, con una tasa de éxito estimada entre 80 y 90 por ciento.

Con este plan, Pemex da un giro hacia una estrategia más técnica, rentable y colaborativa, que busca posicionar nuevamente a México como un actor relevante en el mercado energético internacional.