El futuro del ‘fracking’ en México se juega en una crucial ronda de pruebas piloto

Las calibraciones sobre el futuro del fracking en México empiezan a desplazarse desde el debate ideológico hacia un interrogante mucho más pragmático acerca de su rentabilidad económica. Tras meses de deliberaciones sobre los límites ambientales y sociales que debe considerar la fractura hidráulica, el Gobierno de la presidenta Claudia Sheinbaum se prepara para dar el siguiente paso: iniciar pruebas piloto que determinen si los yacimientos de gas no convencional del norte del país pueden realmente explotarse con lógica económica.

Esos ensayos, previstos para tan pronto como las próximas semanas, buscarán medir el potencial de las reservas y calcular si justifica el desembolso de capital a gran escala en proyectos percibidos como de riesgo. El resultado será determinante. Si los números funcionan, el Ejecutivo contará con su mejor herramienta comercial para atraer recursos privados, nacionales e internacionales, indispensables para detonar un proyecto cuya factura supera la capacidad financiera de la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex).

El comité científico convocado por la propia Sheinbaum para valorar si México abre la puerta al fracking entregó a principios de agosto su primera deliberación y fijó restricciones a la apuesta energética oficial. El grupo, integrado por medio centenar de académicos, geólogos y especialistas, propuso descartar la explotación de gas de lutitas en la cuenca Tampico-Misantla, entre Veracruz y el sur de Tamaulipas, por razones sociales, ambientales y de biodiversidad, según se lee en la presentación difundida en la conferencia mañanera. En cambio, avaló continuar la exploración en las cuencas de Burgos y Sabinas-Burro-Picachos, entre Coahuila, Nuevo León y el noreste de Tamaulipas, donde se concentran las mayores expectativas de desarrollo, al norte del país y cerca de la frontera con Estados Unidos.

Con ese visto bueno -parcial-, Pemex y su brazo de exploración quedan en posición de iniciar la siguiente fase del proyecto. La geóloga Alma Porres, miembro del grupo técnico del comité, explica que una vez que ha quedado establecido el potencial de la cuenca, el próximo paso es confirmar el tamaño de las reservas, y con ello, su viabilidad económica.

“Es importante determinar si los números cuadran”, dice la también exintegrante de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que fue la encargada de presentar los resultados de los expertos a la mandataria. La rentabilidad es uno de los aspectos fundamentales en los proyectos de hidrocarburos, porque define si un descubrimiento geológicamente prometedor es económicamente sustentable. En la práctica, sin este cálculo, ni la Secretaría de Energía (Sener) ni Pemex podrán justificar la explotación o venderla como una oportunidad para las empresas de la cadena petrolera, desde los proveedores de servicios hasta las compañías energéticas. Pemex no contestó a una consulta de información hecha por EL PAÍS.

De forma paralela, en el círculo más cercano de la presidenta ya se analiza la creación de un fideicomiso especializado, que sirva como un vehículo para canalizar el capital privado hacia los yacimientos de hidrocarburos no convencionales. Es un mecanismo que se perfila como la pieza indispensable para un proyecto que, de otra forma, difícilmente podría despegar, han adelantado fuentes a EL PAÍS.

“Hay pozos exploratorios a todo lo largo de donde puede existir este tipo de yacimientos no convencionales y ya sabemos que ahí hay potencial. Ahora, tenemos que saber si la productividad de estos yacimientos nos da para que sea comercial. Esta es la etapa en la que vamos a entrar”, añade la especialista. “Una vez que hemos establecido que hay altas probabilidades de que exista agua, porque vamos a ir a acuíferos profundos, y esperamos contar con agua salada, que no compita con el consumo humano de ganadería o agricultura y que podemos usar (.) la próxima etapa son las pruebas piloto”, recalca la especialista.

México ha justificado su incursión en la fractura hidráulica, un método que usa la inyección de ingentes cantidades de agua y químicos para liberar moléculas atrapadas en rocas subterráneas, como una vía para aumentar su producción nacional de gas natural y reducir la alta dependencia de las importaciones desde Estados Unidos. La decisión, que además refleja un viraje ideológico con respecto a la política de soberanía energética del antecesor político de Sheinbaum, Andrés Manuel López Obrador, también representa una incursión tardía en la técnica que ya tiene décadas de avances en EE UU o Argentina. Y ese rezago, podría restarle brillo financiero al plan.

No obstante, fuentes del sector agregan que las empresas petroleras locales y extranjeras han empezado a indagar sobre potenciales modelos de asociaciones con Pemex, contratos y reglas, algo que aún no ha sido revisado por el comité de asesores. Fuentes cercanas al Gobierno han mencionado a EL PAÍS que las pruebas piloto serán primordiales para atraer inversores. La Administración de Sheinbaum necesita demostrar cuenca por cuenca que los miles de millones de dólares que deberán desembolsar las eventuales empresas privadas son económicamente rentables como para asumir el nivel de riesgo financiero.

En la presentación del informe del comité de expertos, Ana Paulina Gómora, investigadora de la Facultad de Ingeniería de la UNAM, detalló que durante la revisión de la capacidad de los yacimientos no convencionales del país, “se identificó que el potencial del gas natural proveniente de yacimientos no convencionales está estimado en 141,5 billones de pies cúbicos”. Están distribuidos en las tres cuencas: Burgos (53,8%), Sabina-Burros-Picachos (67%) y Tampico-Misantla. Este último, con 20,7%, representa el volumen más bajo pero, en todo caso, ha sido restringido para su explotación. Aún así, “el potencial del recurso prospectivo debe evaluarse para conocer el volumen real del gas que podría ser aprovechado”, dijo el 6 de agosto.

Las pruebas piloto serán, de esta forma, un ensayo de concepto para Pemex, dependiendo de los números que arrojen los estudios sobre la cantidad de gas natural que se puede extraer, el examen de calidad para los potenciales inversionistas que el Gobierno necesita. La petrolera ha reconocido que explotar los yacimientos de geología compleja requerirá nuevos esquemas de contratación con terceros para compartir riesgos e inversiones.

La necesidad de capital no es menor. EL PAÍS adelantó en febrero que los recursos ya identificados por Pemex requerirían inversiones superiores a 1.000 millones de dólares, una cantidad que explica la búsqueda de asociaciones con el sector privado y de condiciones que hagan rentable la explotación.

Pemex, agrega Porres, está en capacidad técnica para ejecutar los ensayos, dado que no requieren inversionistas extranjeros o grandes adecuaciones de infraestructura. Se trata de perforar menos de una decena de pozos en zonas específicas, un proyecto de días más que de meses. “La tecnología ha avanzado mucho”, recalca.

Bajo la misma lógica comercial, Porres apunta que el comité empezará a evaluar las bases regulatorias de la explotación junto con las agencias de control gubernamental, otro aspecto fundamental para dar seguridad jurídica al plan energético de la mandataria.

El resultado que salga de los primeros pozos será decisivo, por tanto, para materializar el viraje de la política energética de Sheinbaum hacia el fracking, así como las pruebas que garanticen la provisión de suficiente agua salada. Lo será también para que las empresas privadas vean si el subsuelo mexicano es un negocio por el que valga la pena arriesgar su capital.