Marco regulatorio del sector hidrocarburos
El sector hidrocarburos en México abarca las actividades de exploración, extracción, procesamiento, transporte, refinación y comercialización de petróleo y gas. Estas actividades se desarrollan tanto en campos terrestres como en aguas someras y profundas del Golfo de México, y comprenden una infraestructura compleja que incluye pozos, plataformas, ductos, centros procesadores de gas, terminales de almacenamiento y refinerías.
En la fase de exploración y producción (E&P) se realizan actividades de perforación, extracción de crudo y gas, así como el manejo de gas asociado. Esta etapa concentra una parte importante de las emisiones del sector, especialmente aquellas relacionadas con quema en antorcha, venteo y emisiones fugitivas de metano. México cuenta con múltiples asignaciones y contratos distribuidos en distintas cuencas productivas, siendo el Golfo de México y las Cuencas del Sureste las regiones de mayor relevancia.
En la etapa de procesamiento y refinación, el crudo es transformado en combustibles y otros productos derivados. El país dispone de un sistema nacional de refinerías y Centros Procesadores de Gas (CPG), además de infraestructura de transporte por ductos y almacenamiento. Estas instalaciones también generan emisiones de gases de efecto invernadero, principalmente por combustión y pérdidas operativas de gas.
En términos institucionales, el sector está regulado por autoridades ambientales y energéticas, e integra tanto a empresas productivas del Estado como a operadores privados que desarrollan las actividades antes mencionadas.
México cuenta con instrumentos específicos para prevenir y controlar el metano del sector hidrocarburos.
Las Disposiciones administrativas de ASEA abarcan instalaciones de exploración y extracción; tratamiento, refinación y almacenamiento de petróleo; y procesamiento, compresión, licuefacción, transporte por ducto, almacenamiento y distribución de gas natural (ASEA, 2018).
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Los regulados deben identificar y cuantificar fuentes, elaborar un Programa para la Prevención y el Control Integral de las Emisiones de Metano (PPCIEM), aplicar medidas de prevención y control y presentar reportes de cumplimiento conforme a las disposiciones.
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El reporte anual del PPCIEM debe acompañarse del dictamen de un tercero autorizado, en los términos y plazos regulatorios.
Por otro lado, están las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas asociado. En ellas, se establecen programas de aprovechamiento y una meta anual de 98% para las actividades de extracción, con las excepciones y reglas previstas en el propio instrumento (CNH, 2016).
La Ley General de Cambio Climático sustenta el inventario nacional y la política de mitigación; los resultados del OBMEM pueden complementar la vigilancia pública, pero no sustituyen la evaluación de la autoridad competente.
Para comunicar cumplimiento conviene distinguir tres niveles: obligación aplicable, evidencia entregada y desempeño ambiental observado. Presentar un documento no demuestra por sí solo que la reducción ocurrió; se requiere verificar su ejecución y contrastarla con mediciones.
Fuentes:
ASEA (2018). Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para la prevención y el control integral de las emisiones de metano del sector hidrocarburos. Diario Oficial de la Federación. https://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5543033&fecha=06/11/2018
CNH. (2016). Disposiciones técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos. Diario Oficial de la Federación. Disponible en: https://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5422286&fecha=07/01/2016
Resultados de la evaluación del cumplimiento de las DACGs de metano de la ASEA
El Observatorio Mexicano de Emisiones de Metano (OBMEM) identificó 365 empresas potencialmente sujetas a las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) en materia de emisiones de metano. Entre las principales obligaciones establecidas por estas disposiciones se encuentran la presentación del Programa para la Prevención y el Control Integral de las Emisiones de Metano del Sector Hidrocarburos (PPCIEM), la implementación de programas de Detección y Reparación de Fugas (LDAR, por sus siglas en inglés) y la entrega de reportes periódicos de cumplimiento.
Con el propósito de fortalecer la transparencia y facilitar el seguimiento de estas obligaciones, el OBMEM desarrolló una base de datos nacional mediante la revisión, integración y depuración de información pública. Entre las fuentes consultadas se encuentran el Sistema de Información de Hidrocarburos, Rondas México, las plataformas de datos abiertos de PEMEX, la información disponible sobre refinación y procesamiento de gas natural, los registros de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y las respuestas obtenidas a través de la Plataforma Nacional de Transparencia.
Actualmente no existe una base de datos pública, oficial y consolidada que reúna a todos los sujetos regulados por las DACGs de metano. Por ello, la base elaborada por el OBMEM constituye un universo de referencia construido con la información pública disponible. Este instrumento permite identificar empresas, contrastar registros y evaluar el cumplimiento documental de la regulación mediante un procedimiento transparente y reproducible.
La información recopilada muestra un aumento en el número de empresas que han entregado su PPCIEM ante la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA). Los registros disponibles pasaron de entre 13 y 34 empresas durante 2022 a 43 en abril de 2023 y 53 en junio del mismo año. El incremento más pronunciado se presentó entre junio y septiembre de 2023, cuando la cifra aumentó de 53 a 97 empresas. Posteriormente, se registraron 116 empresas en noviembre de 2023, 135 en abril de 2024 y aproximadamente 178 en febrero de 2026.
El último registro equivale a cerca de 48% de las 365 empresas incluidas en la base de referencia del OBMEM. Este resultado evidencia avances en la entrega de los PPCIEM, pero también muestra una brecha significativa en el cumplimiento documental. No obstante, la proporción debe interpretarse con cautela: la inclusión de una empresa en la base no implica necesariamente que todas sus instalaciones estén sujetas a la misma obligación, y la entrega de un programa no demuestra por sí sola que haya sido aprobado, ejecutado correctamente o que haya producido reducciones verificables de emisiones.
En consecuencia, la presentación del PPCIEM debe considerarse un indicador inicial de cumplimiento. Para evaluar la efectividad de la regulación es necesario complementar esta información con el análisis de los reportes anuales, los dictámenes de terceros autorizados, la ejecución de las medidas comprometidas y los resultados verificables de reducción de emisiones.
En cuanto a los programas de Detección y Reparación de Fugas (LDAR, por sus siglas en inglés), la información proporcionada por ASEA identifica 169 empresas con programas entregados. Al comparar este listado con la base de 365 empresas reguladas elaborada por el OBMEM, se confirmaron 165 coincidencias, ya fuera por correspondencia exacta o por una variante de la razón social. Esto equivale a 45.2% del universo de referencia y a 97.6% de los registros incluidos en el listado de ASEA.
La comparación también identificó un caso que requiere revisión manual debido a diferencias en la escritura de la razón social y tres registros del listado de ASEA que no pudieron relacionarse con empresas de la base del OBMEM. Estas diferencias muestran la necesidad de contar con identificadores únicos, razones sociales normalizadas y una base pública consolidada de sujetos regulados. Una mejor estandarización permitiría dar seguimiento a las obligaciones con mayor precisión y distinguir entre la entrega de documentos, su validación y la aplicación efectiva de las medidas de detección y reparación de fugas.
En conjunto, los resultados muestran avances en la entrega de PPCIEM y programas LDAR, pero también una brecha importante respecto del universo de empresas identificado. Para evaluar el cumplimiento sustantivo será necesario complementar estas cifras con información sobre instalaciones obligadas, fechas de presentación, dictámenes de terceros autorizados, frecuencia de las inspecciones LDAR, fugas detectadas y reparadas, y reducciones de emisiones verificadas.
Fuente: Elaboración propia con información de la solicitud de información 341002500005726
Resultados de la evaluación del cumplimiento de las Disposiciones Técnicas
Las Disposiciones Técnicas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) establecen que en las actividades de extracción, los regulados deberán alcanzar y mantener un nivel de aprovechamiento de gas natural del 98% anual.
Con datos hasta diciembre de 2025 se analizaron 221 campos activos para evaluar el cumplimiento de la meta de aprovechamiento de gas natural asociado establecida en las Disposiciones Técnicas de la CNH.
Resultados principales
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• 221 campos activos analizados.
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• 147 campos alcanzaron o superaron la meta regulatoria.
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• 74 campos registraron un aprovechamiento menor a 98%.
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• 2,099,350 MMpc de gas asociado producido.
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• 1,980,196 MMpc de gas asociado aprovechado.
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• 119,153 MMpc de gas asociado no aprovechado.*
*El volumen no aprovechado se calculó como la diferencia entre el gas asociado producido y el aprovechado.
De los 221 campos analizados, 74, equivalentes a 33.5%, registraron un nivel de aprovechamiento inferior a 98%. Los 147 campos restantes, correspondientes a 66.5% del total, alcanzaron o superaron el umbral regulatorio.
Los campos analizados produjeron 2,099,350 MMpc de gas asociado y aprovecharon 1,980,196 MMpc. Esto representa una tasa agregada de aprovechamiento de aproximadamente 94.6%, inferior a la meta regulatoria de 98%.
El gas no aprovechado puede destinarse a quema, venteo u otros usos y pérdidas reconocidos en los balances operativos. Su impacto climático depende del destino final: el venteo libera metano directamente, mientras que una combustión incompleta en antorcha también puede emitir metano, además del dióxido de carbono generado por la combustión.
Los resultados indican que el cumplimiento no es uniforme entre los campos activos. Aunque dos terceras partes alcanzaron el umbral de 98%, una tercera parte permaneció por debajo de la meta. Además, el aprovechamiento agregado de 94.6% muestra que los volúmenes no aprovechados pueden concentrarse en determinados campos, por lo que el número de campos en cumplimiento debe analizarse junto con el volumen de gas producido y desaprovechado.
Para orientar las acciones de mejora, es necesario identificar los campos que concentran los mayores volúmenes de gas no aprovechado, revisar las causas operativas y de infraestructura y dar seguimiento a las medidas adoptadas por cada operador.
Es por ello, que en la gráfica se muestran los campos con mayor producción de gas asociado en 2025 y el porcentaje aprovechado en cada uno. Cinco campos alcanzaron o superaron la meta regulatoria de 98%: Abkatún, Cunduacán, Onel, Cactus e Íride-Samaria.
Los demás campos se ubicaron por debajo de la meta. Ku registró el menor aprovechamiento, con 73%, seguido de Maloob, con 80%, y Zaap, con 85%.
Akal merece especial atención: fue el campo con mayor producción de gas asociado, con 444,369 MMpc, pero aprovechó 93.5%. Esto muestra que incluso una diferencia de pocos puntos porcentuales puede representar un volumen considerable de gas no aprovechado en los campos de mayor producción.
Los resultados permiten identificar los campos donde deben priorizarse mejoras operativas y de infraestructura para reducir la quema y el venteo y aumentar el aprovechamiento del gas asociado.
Fuente: Elaboración propia con información de la solicitud de información 340026100062026
Asimismo, se puede consultar la información por campo en el siguiente mapa interactivo: