Años y billones de dólares: la ansiada soberanía energética aún debe madurar

México finalmente ha dejado claras sus intenciones de producir gas en yacimientos no convencionales de lutitas o arenas compactadas, con el objetivo de fortalecer el suministro nacional de este hidrocarburo, del que dependen en gran medida sus plantas eléctricas. Sin embargo, el país enfrentará un camino largo (y costoso) antes de ver las primeras moléculas provenientes de estas exploraciones: aunque posee vastos yacimientos, carece del desarrollo industrial necesario para explotarlos.

El país produce unos 2.300 millones de pies cúbicos diarios de gas natural e importa otros 6.800 millones, es decir, alrededor del 75% de su demanda, casi en su totalidad desde la producción de shale gas de Texas, Estados Unidos. “Esto nos genera incertidumbre en la garantía del suministro, nos hace vulnerables ante modificaciones en el precio internacional. Hay riesgos incluso climáticos como ha pasado en años anteriores por congelamiento de ductos en EE UU y derivados de conflictos internacionales como lo que hemos estado viviendo en las últimas en las últimas semanas [en Irán]”, dijo este miércoles la secretaria de Energía, Luz Elena González, durante la presentación de un plan para elevar la producción de gas y, con ello, la generación eléctrica mediante una decena de nuevas plantas de ciclo combinado.

La dependencia energética de Estados Unidos ha sido una piedra en el zapato desde hace años. En 2021, México sufrió interrupciones masivas del servicio debido a una tormenta invernal que afectó el suministro desde su vecino del norte. Además, expertos presumen que si Texas se ha convertido en una potencia del gas de lutitas en zonas cercanas a la frontera, México podría tener un potencial geológico similar, pero desaprovechado, en su propio territorio.

No obstante, alcanzar ese potencial implica cifras monumentales. Y esto, incluso sin considerar los desafíos técnicos, de seguridad e ideológicos de un proyecto de esta magnitud. Para cubrir el consumo total de gas natural, estimado por la petrolera estatal Pemex en unos 9.000 millones de pies cúbicos diarios (mcf/d), sería necesario perforar entre 3.000 y 3.500 pozos de fractura hidráulica en un periodo de una década, según el analista petrolero Ramsés Pech. “Cada pozo cuesta entre 12 y 15 millones de dólares, lo que implica una inversión total de entre 36.000 y 45.000 millones de dólares: casi el 250% del presupuesto que Pemex destina a exploración y producción”, explica.

El especialista habla desde su experiencia: “En Estados Unidos, donde trabajo, perforamos pozos de fracking en 25 a 30 días y se perforan más de 12.000 a 15.000 pozos productores de gas. Hay más de 500.000 en Estados Unidos, cuando en México se perforan no más de 200 pozos por año”, agrega el exempleado de SLB (anteriormente Schlumberger), la principal empresa de productos petroleros global.

La petrolera estatal atraviesa un momento de estrechez financiera que la ha llevado, por primera vez en años, a buscar socios privados para incrementar su producción de crudo y gas asociado. Sin embargo, contratos con condiciones percibidas como demasiado controladas por Pemex, así como una elevada carga fiscal, han sido señalados como obstáculos para atraer inversión. Hasta lo que se ha hecho público, el Estado ha firmado apenas seis contratos de inversión mixta desde la apertura del sector a los particulares el año pasado.

Este contexto plantea dudas sobre la viabilidad de una eventual expansión del fracking, una técnica que requiere alta tecnología, especialmente si México quiere innovar para aminorar los importantes impactos ambientales que representa. Para dimensionar la masiva escala de esta actividad, se necesitan centenares de equipos de taladro de alta potencia para llevarla a cabo: el proceso consiste en perforar un pozo y luego inyectar agua, químicos y arena a presión para fracturar la roca y liberar el gas atrapado. Actualmente, Pemex cuenta con unos 30 equipos de perforación, frente a más de 500 en Estados Unidos. Esto implica una necesidad de transferencia tecnológica ingente, además de atracción de empresas privadas con planes sustentables y de largo plazo.

Según estudios geológicos recientes, la fracturación cada vez más extensa en Vaca Muerta, la principal formación geológica productora de shale gas de Argentina, ha estado vinculada con una mayor actividad sísmica en Neuquén, la principal provincia productora de gas y petróleo del país.

“Si vamos a hacer explotación de gas no convencional, tiene que ser de una manera sustentable, que los impactos ambientales se disminuyan al máximo”, advirtió la mandataria, quien añadió que el Gobierno trabaja con universidades e institutos de investigación para crear un comité científico enfocado en agua, cambio climático e hidrocarburos, que apunten a nuevas tecnologías con menor impacto.

Sin ‘fracking’ no habrá mayor producción

La mandataria, científica pionera en el enfoque del cambio climático, evitó durante meses el debate sobre el fracking. De hecho, el tema es un tabú heredado de su predecesor político Andrés Manuel López Obrador que tuvo una postura frontal en contra esta forma de explotación de hidrocarburos. Sin embargo, hoy pocos expertos consideran viable alcanzar una potencial autonomía energética sin recurrir a métodos no tradicionales.

Según un estudio de Ember, un think tank de energía limpia, la demanda de gas para generación eléctrica en México se ha quintuplicado desde 2020, lo que ha disparado las importaciones desde Estados Unidos en más de 22 veces, ante un declive sostenido de la producción local. El informe estima que, si el país logra que el 45% de su matriz energética provenga de fuentes renovables para 2030, podría ahorrar unos 1.600 millones de dólares anuales en importaciones. En la actualidad, el 24% de la matriz energética es limpia, con una proyección de alzanzar un mix de 38% en 2030.

En ese tránsito, el gas natural –considerado un combustible de transición por ser menos contaminante que otros carburantes fósiles como el carbón o el combustóleo– será clave. “La demanda de gas natural va a seguir creciendo en términos absolutos, porque vamos a incorporar nuevas plantas de generación eléctricas de ciclo combinado, como las que hemos inaugurado el año pasado. Se tiene pendiente de inaugurar siete plantas a lo largo de 2026 y 2027”, apuntó la secretaria González.

Para los polos industriales del país, la vulnerabilidad energética se traduce con frecuencia en interrupciones eléctricas y pérdidas económicas. Según la Secretaría de Energía, el Valor de la Energía No Suministrada (VENS) —una medida del costo de la energía no entregada por apagones o fallas— se sitúa en unos 2.600 dólares por MWh. La empresa Energía Real ilustra el impacto: una planta automotriz que consume 10.000 MWh mensuales podría perder alrededor de 36.000 dólares por cada hora sin suministro eléctrico.

“Las reservas que se tenían de estos pozos considerados someros o convencionales, ya las hemos agotamos. Entonces, ¿qué nos queda? Una gran oportunidad de poder explotar recursos en pozos de gas asociados a petróleo, pero con métodos no convencionales”, considera Guillermo Gómez, director técnico de la Asociación Mexicana de Gas Natural Vehicular, GNL, GNC y Biogás (AMGNV) y director de la consultoría sustentable G2H. Destaca que las condiciones geológicas que han impulsado el fracking en Estados son similares a las de Tamaulipas, Monterrey y el resto de la frontera. “Es contradictorio pensar en toda esta dependencia, que sí tenemos, de un gas que viene del fracking y que porque no pasa aquí ese proceso, simplemente establecemos que no hay ningún problema. Ante eso, no está mal el poderlo explorar seriamente, que se haya comentado de manera muy pública para que se de un proceso sobre una base sólida y formal", concluye.