México avanza en la evaluación del fracturamiento hidráulico para explotar shale gas, pero lo hace en un entorno marcado por dudas regulatorias, operativas y de inversión que ponen en entredicho la viabilidad del proyecto, de acuerdo con un análisis de Miranda Intelligence.

La estrategia del gobierno de Claudia Sheinbaum plantea incorporar el shale como parte de un plan para reducir la dependencia de importaciones de gas natural, que actualmente cubren cerca del 75% del consumo nacional. El objetivo es elevar la producción desde los 2.3 mil millones de pies cúbicos diarios actuales a más de 4 mil millones hacia 2030 y hasta 8 mil millones en 2035, con una contribución relevante de los recursos no convencionales.

Sin embargo, el análisis advierte que el desarrollo de estos yacimientos enfrenta limitantes estructurales. En el plano regulatorio, el modelo propuesto mantiene la primacía del Estado, con PEMEX como actor central y una participación acotada para privados. Además, los esquemas actuales limitan la recuperación de costos a entre 30% y 40%, un nivel considerado insuficiente para proyectos de alto riesgo y elevada inversión inicial.

La AMEXHI ha señalado que para detonar este segmento se requiere certeza jurídica, condiciones fiscales competitivas y garantías de seguridad en las zonas de operación, particularmente en el norte del país.

En el frente operativo, también persisten dudas sobre la capacidad de ejecución. La producción de pozos de shale presenta declinaciones aceleradas, de más de 35% en el primer año, lo que obliga a perforaciones constantes para mantener niveles de producción. Para cumplir las metas oficiales se requerirían entre 2 mil y 3 mil nuevos pozos, una escala muy por encima de la capacidad actual de PEMEX, encabezada por Víctor Rodríguez Padilla.

El documento también retoma el antecedente de Chicontepec, donde la petrolera invirtió más de 4 mil millones de dólares sin alcanzar los resultados esperados, lo que mantiene cautela en torno a nuevos desarrollos no convencionales.

En materia ambiental, el reto es significativo, ya que alrededor del 85% de los recursos potenciales se ubican en zonas con estrés hídrico medio y alto, como Coahuila, Tamaulipas y Nuevo León. Aunque existen técnicas de fracturación con menor consumo de agua, su adopción es limitada debido a mayores costos. Además, estudios citados en el análisis señalan que un porcentaje de pozos puede presentar fugas desde etapas tempranas y aumentar con el tiempo.

El contexto institucional también genera interrogantes. El regulador ambiental enfrenta recortes presupuestales cercanos al 40%, lo que podría afectar su capacidad de supervisión en caso de que se desarrollen proyectos a mayor escala.

A ello se suma la dependencia tecnológica, ya que México carece de capacidades propias para el desarrollo de shale, por lo que requeriría de empresas internacionales especializadas para la perforación y operación de estos proyectos, añade el análisis.

Petróleos Mexicanos (PEMEX) planteó impulsar el desarrollo de yacimientos de gas natural, en particular no convencionales, como parte de su estrategia para incrementar la producción y reducir la dependencia de importaciones.

El director general de la empresa, Víctor Rodríguez Padilla, informó que la producción nacional de gas podría pasar de 2 mil 300 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) a 8 mil 600 MMpcd en un horizonte de 10 años, nivel cercano al consumo actual del país, estimado en alrededor de 9 mil MMpcd.

Detalló que México cuenta con 83 billones de pies cúbicos de recursos convencionales y 141 billones de pies cúbicos de gas no convencional, principalmente en lutitas, lo que representa el mayor potencial de crecimiento.

“Tenemos abundantes recursos de gas natural y estamos en un momento crítico para aprovecharlos”, señaló.

Explicó que los yacimientos convencionales se concentran en el sur y en el Golfo de México, mientras que los no convencionales se ubican principalmente en el norte del país, en cuencas como Burgos, Sabinas-Burros-Picacho y Tampico-Misantla.

Rodríguez Padilla indicó que la producción de gas alcanzó su punto máximo en 2009 y posteriormente entró en declinación, en línea con el agotamiento de campos petroleros como Cantarell.

Como parte de la estrategia, PEMEX contempla desarrollar tanto recursos convencionales como no convencionales mediante el uso de tecnologías que, de acuerdo con la empresa, permiten optimizar el uso del agua, reducir la superficie ocupada y mejorar el monitoreo de las operaciones.

Entre las medidas mencionadas se encuentran el uso de agua congénita o de desecho industrial, el reciclaje de hasta 80% del agua empleada, así como sistemas de supervisión continua mediante sensores e inteligencia artificial.

El directivo agregó que la extracción se realiza a profundidades superiores a 4 mil metros y con múltiples capas de revestimiento, lo que, afirmó, reduce riesgos de afectación a mantos acuíferos.

Asimismo, anunció la creación de un comité de especialistas que evaluará aspectos técnicos y ambientales relacionados con el desarrollo de estos recursos y emitirá recomendaciones en un plazo aproximado de dos meses.

PEMEX también destacó que el desarrollo de gas húmedo permitirá obtener etano, insumo clave para la industria petroquímica.

Actualmente, México importa una parte significativa del gas natural que consume, principalmente de Estados Unidos, mientras que la producción nacional se mantiene limitada. La empresa busca incrementar la oferta interna como parte de su planeación sectorial.

Durante una presentación virtual sobre la estrategia gasífera del país, la experta sostuvo que aun cuando se desarrollaran yacimientos no convencionales, la explotación mediante fractura hidráulica “no es una salida estructural para nuestro país”, debido a los altos costos, los largos tiempos de maduración y los impactos territoriales asociados.

Actualmente, más de 70% del gas que consume México proviene de Estados Unidos, tras un proceso de creciente integración energética en las últimas dos décadas. En 2000, las importaciones eran marginales, y para 2024 superan los 6 mil millones de pies cúbicos diarios, lo que implica que el sistema eléctrico y buena parte de la industria nacional dependen de decisiones externas.

Azamar cuestionó que el fracking pueda revertir esa tendencia y explicó que los costos de inversión y tecnología son elevados y que la vida útil de las reservas no convencionales no compensaría el esfuerzo financiero.

Además, recordó que las reservas probadas y probables de gas en el país apenas ofrecen un horizonte cercano a 13 años bajo las condiciones actuales, lo que limita el margen para construir una estrategia de autosuficiencia basada en expansión extractiva.

A ello se suman los riesgos ambientales documentados en otros países, como Estados Unidos, donde la fractura hidráulica ha sido vinculada con contaminación de acuíferos y actividad sísmica inducida.

La académica subrayó que los impactos territoriales son significativos y que reactivar esta técnica implicaría abrir nuevos frentes de conflicto socioambiental.

Desde una perspectiva económica, advirtió también sobre el riesgo de activos varados. Invertir miles de millones de dólares en infraestructura gasífera, con gasoductos, terminales de licuefacción o plantas de ciclo combinado, podría resultar financieramente problemático en un escenario de transición energética acelerada y compromisos internacionales de reducción de emisiones.

En ese contexto, parte de esa infraestructura podría quedar obsoleta antes de recuperar la inversión.

Azamar añadió que el gas fija el costo marginal del sistema eléctrico mexicano. Por ello, cualquier choque en precios internacionales se traslada a tarifas industriales, inflación y finanzas públicas. Incluso si México incrementara su producción vía fracking, seguiría expuesto a la volatilidad del mercado norteamericano mientras la matriz eléctrica continúe concentrada en ciclos combinados.

Frente a este panorama, la especialista planteó que la estrategia más sólida no es extraer más gas a cualquier costo, sino reducir la exposición estructural al combustible.

Propuso acelerar la diversificación de la matriz energética mediante mayor inversión en solar, eólica, almacenamiento y expansión de redes de transmisión, sectores que ya muestran costos nivelados de generación competitivos frente al gas.

En su conclusión, la experta cuestionó la narrativa de soberanía basada en expansión gasífera y señaló que la verdadera seguridad energética pasa por disminuir la dependencia de importaciones, reducir riesgos financieros y avanzar hacia fuentes renovables que fortalezcan la resiliencia del sistema eléctrico nacional.

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El costo para desarrollar yacimientos de baja permeabilidad en México, mejor conocidos como ‘no convencionales’ es de aproximadamente 308 mil millones de dólares, es decir, 1.5 veces más del presupuesto anual que hoy día se le asigna a Pemex Exploración y Producción (PEP), compartió Gobirish Mireles y Malpica, subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría de Desarrollo Energético de Tamaulipas.

Con base en un estudio realizado por la petrolera rusa Lukoil, este monto se dividiría en 4 etapas y para completar la perforación de 28 mil pozos.

1. Exploración y evaluación (400 pozos / 7 mi mdd)
2. Desarrollo piloto en áreas seleccionadas (800 pozos / 11 mil mdd)
3. Inicio de desarrollo y crecimiento de producción (27 mil pozos / 290 mil mdd)
4. Producción estable (1.2 millones de barriles y 5.2 mil millones de pies cúbicos diarios)

En el corto plazo, el desarrollo de yacimientos no convencionales podría añadir hasta 700 mil barriles diarios a la producción nacional de hidrocarburos líquidos. Sin embargo, este crecimiento requiere un salto masivo en infraestructura, ya que mientras que en los últimos años se han utilizado alrededor de 40 equipos de perforación terrestre, el desarrollo no convencional requeriría al menos 150 equipos de perforación.

“Con una adecuada planeación estratégica y aprovechando las lecciones aprendidas (…) México tiene la posibilidad de desarrollar proyectos de yacimientos no convencionales en un horizonte de entre 2 y 3 años, en contraste con los más de 14 años que requirió, por ejemplo, Eagle Ford para consolidarse”, comparó el subsecretario durante la presentación del Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025.

Gobirish Mireles, subsecretario de Hidrocarburos de la SEDENER en Tamaulipas

Recordó que de acuerdo con la información de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se definió que más de la mitad de los recursos prospectivos en el país corresponden a yacimientos no convencionales.

“El 57% de los recursos en México son de la parte de no convencionales, y desde ese porcentaje, el 49% corresponde a Tamaulipas concentrado en las Cuencas de Burgos y Tampico-Misantla.”, precisó Mireles y Malpica.

Lo anterior, dijo, coloca a Tamaulipas en una posición idónea para detonar el potencial energético nacional, generar sinergias regionales, atraer inversión internacional y consolidarse como un polo de innovación.

En su óptica, la importancia de apostar por esta fuente energética es contrarrestar la dependencia actual de gas natural que se tiene con Estados Unidos, un país que hace 25 años dependía de importaciones de aceite y gas natural, mientras que hoy figura como un exportador global.

“La experiencia estadounidense demuestra que con visión de largo plazo, inversión en tecnología y un marco regulatorio que incentive la exploración y producción, es posible transformar una condición de dependencia en una plataforma de autosuficiencia y crecimiento económico”, señaló.

Finalmente Gobirish Mireles y Malpica apuntó que la relevancia de los yacimientos de baja permeabilidad se ahondará durante el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025 que tendrá lugar del 24 al 26 de noviembre en Tamaulipas.

Gobirish Mireles y Malpica, subsecretario de Hidrocarburos, Walter Julián Ángel Jiménez, secretario de Desarrollo Energético de la entidad y Roberto Manuel Rendón Mares, subsecretario de Electricidad y Energías Renovables

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El futuro de México, en materia de hidrocarburos, está en yacimientos no convencionales de aceite y gas en lutitas (Shale Oil/Gas), consideró Merlin Cochran, director general de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (AMEXHI).

Durante la presentación del documento “2030, México en Crecimiento”, Cochran enfatizó en lo útil que sería para el país la adopción de tecnologías para maximizar, optimizar el 53% de los recursos prospectivos estimados en el territorio nacional, los cuales en la actualidad no están asignados ni a Petróleos Mexicanos (PEMEX), ni a nadie.

“Se antoja como nueva tecnología para México, pero lo que nosotros hemos querido decir es en realidad esa tecnología ya está muy utilizada”, declaró el directivo.

Un caso de éxito, precisó, fue Argentina, un país que alcanzó su soberanía energética desarrollando yacimientos no convencionales en los que se implementa el fracturamiento hidráulico, mejor conocido como fracking, la cual el Gobierno del Presidente Andrés Manuel López Obrador se dijo en contra y se comprometió a no utilizar en su mandato.

Esta misma negativa se aplicó con las rondas petroleras que se celebraron en el marco de la Reforma Energética de 2013, en el sexenio de Enrique Peña Nieto.

Para la AMEXHI, el no retomar estos procesos de licitación anuales le quitaría a México la oportunidad de incrementar la producción diaria de gas y de aceite, al tiempo de recibir contraprestaciones por 104 mil millones de dólares, 8 veces el gasto anual de los programas sociales federales.

Desafíos

Ante el cambio de Gobierno, la AMEXHI reiteró la disposición de las empresas a colaborar con la próxima administración en el desarrollo de asociaciones con PEMEX aprovechando el marco regulatorio actual que permite una variedad de modalidades para las asociaciones en la industria energética.

En la visión de Merlin Cochran y Alberto de la Fuente, presidente de AMEXHI, aún es temprano para definir cómo la próxima administración manejará estas asociaciones, ya que no se ha realizado un pronunciamiento claro al respecto.

Sobre el clima de inseguridad que se vive en tierra y en altamar para algunas empresas del sector, ambos directivos reconocieron el hecho, sin embargo no ha impedido completamente las operaciones, aunque sí ha requerido una atención constante para minimizar su impacto.

Alberto de la Fuente señaló que a pesar de los desafíos y la falta de señales claras de nuevas rondas de licitación, el interés en México sigue siendo fuerte. Confían en que el nuevo Gobierno avance con una perspectiva equilibrada entre la transición energética y el desarrollo del potencial petrolero de México en medio de un Estado de Derecho y reglas claras.

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