Algo es algo. México vuelve al fracking para redescubrir lo que ya sabía

Ocho años después de cancelar la primera licitación mexicana de áreas con recursos no convencionales, el gobierno federal decidió volver a examinar su posible aprovechamiento. Algo es algo, como dijo un querido amigo y experto en hidrocarburos.

Hay que reconocerlo, después de varios años en los que el aprovechamiento de los yacimientos no convencionales fue descartado del debate gubernamental, el tema vuelve a analizarse públicamente de manera estructurada. En abril de este año, la presidenta Claudia Sheinbaum anunció la conformación de un Comité de Científicos y Especialistas, integrado por personas con experiencia en geología, ingeniería petrolera, agua, medio ambiente, economía y territorio. Es el esfuerzo institucional más serio de las administraciones de la llamada Cuarta Transformación para reconsiderar, con respaldo técnico, la posible explotación de estos recursos.

El Comité de Científicos y Especialistas para el Análisis de la Explotación de Gas Natural No Convencional presentó diez conclusiones preliminares razonables. Recomienda excluir Tampico–Misantla por su densidad demográfica, biodiversidad y complejidad social; continuar la evaluación de Burgos y Sabinas–Burro–Picachos; confirmar y cuantificar las reservas de gas y agua salada profunda; evitar afectaciones a los acuíferos someros; consultar a las comunidades y establecer un monitoreo científico externo e independiente.

Es un avance frente a la negación política que dominó los últimos años. Pero tampoco estamos inventando el hilo negro.

En marzo de 2018, la Secretaría de Energía presentó la tercera convocatoria de la Ronda 3, conocida como Ronda 3.3. No se trataba de abrir indiscriminadamente al fracking todo el territorio nacional, sino de realizar una primera licitación acotada en nueve áreas de la Cuenca de Burgos, en Tamaulipas.

Los bloques cubrían aproximadamente 2,704 kilómetros cuadrados y contenían recursos prospectivos convencionales y no convencionales, principalmente de gas seco y húmedo. Se habían seleccionado considerando no solo su potencial geológico, sino la disponibilidad de agua, la infraestructura existente, las condiciones ambientales, la presencia de comunidades y la posibilidad de desarrollar un primer ejercicio controlado.

También existían reglas. Entre 2016 y 2017 se publicaron disposiciones sobre perforación, diseño y cementación de pozos, integridad mecánica, programas de fracturamiento hidráulico, manejo de fluidos, protección de aguas nacionales, prevención de derrames y abandono de instalaciones. Podrían ser perfectibles —toda regulación lo es—, pero México no se encontraba frente a un vacío absoluto.

La Ronda 3.3 contemplaba contratos de licencia de hasta 40 años, requisitos de experiencia técnica y financiera, contenido nacional progresivo y una licitación competitiva. La región tenía pozos exploratorios, gasoductos, carreteras, ferrocarril, puertos, parques industriales y demanda suficiente para recibir el gas. Era, en los hechos, una prueba para generar conocimiento antes de pensar en un desarrollo de mayor escala.

Aquella licitación fue pospuesta y posteriormente cancelada. Junto con ella se interrumpió el aprendizaje que México pudo haber acumulado durante los últimos ocho años. Hoy regresamos a una discusión muy parecida, pero con mayor dependencia del gas importado, campos convencionales más maduros y un marco regulatorio distinto.

“Hoy regresamos a una discusión muy parecida, pero con mayor dependencia del gas importado, campos convencionales más maduros y un marco regulatorio distinto”.

La información presentada por el Comité tampoco es enteramente nueva. Los 141.5 billones de pies cúbicos de recursos prospectivos de gas no convencional y su distribución —47 % en Sabinas–Burro–Picachos, 38 % en Burgos y 15 % en Tampico–Misantla— provienen de evaluaciones previas. Es importante decir que son recursos prospectivos, no reservas comprobadas ni volúmenes cuya rentabilidad esté garantizada. Para conocer cuánto gas existe realmente y cuánto puede producirse comercialmente habrá que perforar y evaluar pozos. Eso era cierto en 2018 y, pues, sigue siendo cierto ahora.

La aportación más relevante del Comité es política y territorial. Reconoce que no todo recurso debe desarrollarse y recomienda que Tampico–Misantla quede fuera, toda vez que, si bien es la cuenca más propicia geológica e hídricamente, además de contar con estudios e infraestructura existente, también es la que presenta la peor licencia para operar por su basta población y la concentración de los grupos antifracking.

También resulta valiosa la condición de no utilizar agua dulce, comprobar que el agua salada profunda no esté conectada con acuíferos someros y establecer vigilancia científica independiente; aunque sería importante que la regla fuera no agua potable, que operen en circuitos cerrados y que cumplan puntualmente con las normas de descargas. Esos elementos pueden mejorar el planteamiento anterior, siempre que se conviertan en obligaciones verificables y no permanezcan como recomendaciones de conferencia de prensa.

Sin duda, México necesita tomar una decisión. Importamos alrededor de 75 % del gas que consumimos y cerca de 70 % de nuestra electricidad depende de ese combustible. Además, 93 % del gas que compramos de Estados Unidos procede de formaciones no convencionales. El consumo de gas de importación tiene y tenía un objetivo claro, lograr precios más bajos de gas natural, ya que tenemos al productor más grande del mundo de vecino con precios, en ocasiones, hasta negativos, y producir nuestro propio combustible tiene costos bastante más importantes; sin embargo, el reacomodo geopolítico obliga a mirar más allá del precio y atender la seguridad energética. Aunque la producción nacional difícilmente permitirá alcanzar la autosuficiencia, sí puede reducir nuestra vulnerabilidad en el mediano plazo —aproximadamente diez años— frente a posibles aumentos de precios y al riesgo de que, en una situación de escasez, Estados Unidos priorice el abastecimiento de otros mercados.

Reducir esa vulnerabilidad no significa elegir entre gas o energías renovables. Necesitamos acelerar las renovables y la eficiencia energética, eliminar la quema de gas asociado, recuperar la producción convencional y evaluar responsablemente nuestros recursos no convencionales. La matriz eléctrica no puede transformarse de la noche a la mañana y la dependencia de un solo proveedor constituye un riesgo económico y geopolítico.

Lo que me parece fundamental para que este plan se haga realidad es que el gobierno esté bien consciente de que Pemex difícilmente podrá asumir por sí solo la inversión, la tecnología y el riesgo de un programa de esta magnitud, por lo que será necesario atraer operadores con experiencia, capital y mejores prácticas, pero reales con un monitoreo externo a Pemex y al gobierno, un tercer aval, que realmente tenga independencia técnica y presupuestaria para evitar cualquier conflicto de interés.

También habrá que definir cómo se elegirán los socios, quién supervisará técnicamente a Pemex, qué modelo contractual se utilizará –que sea suficientemente atractivo para los socios–, cómo se protegerá la renta petrolera y qué institución tendrá capacidad para detener una operación cuando se incumplan los límites ambientales.

El Comité merece reconocimiento por volver a colocar evidencia y conocimiento especializado dentro de la conversación pública. Ahora corresponde al Gobierno reconocer que México ya había recorrido una parte importante de este camino.

No estamos comenzando desde cero. Estamos regresando, ocho años después, al punto en el que se decidió detenerlo. Pero, algo es algo. Y esta vez necesitamos que el análisis conduzca a reglas, instituciones y decisiones que sobrevivan al siguiente cambio político.