Según explicó Cochran ante representantes del sector privado, alcanzar una producción de gas no convencional equivalente a los 9,000 millones de pies cúbicos diarios que México demanda actualmente requeriría el desarrollo de 24 proyectos completamente nuevos de exploración y producción, concentrados principalmente en la región norte del país, donde se localizan las principales cuencas con potencial de esquisto.
"El monto de inversión requerida para alcanzar esto en el norte del país son 108,000 millones de dólares. Esto es 1.4 veces lo que trajo la reforma del 2013, es muchísimo dinero y muchísima gente metida aquí", señaló el directivo de Amexhi. La cifra remite a la reforma energética aprobada durante el sexenio de Enrique Peña Nieto, que abrió por primera vez la exploración y producción de hidrocarburos a empresas privadas y extranjeras tras más de siete décadas de monopolio estatal a cargo de Petróleos Mexicanos (Pemex).
Aquella reforma constitucional de 2013-2014 detonó una de las mayores transformaciones del sector energético mexicano desde la expropiación petrolera decretada por Lázaro Cárdenas en 1938, y su implementación tomó varios años en traducirse en contratos, rondas de licitación y producción efectiva. Que el fracking requiera, según Amexhi, 1.4 veces ese monto ofrece una medida de la escala de recursos que estaría en juego si el país optara por esta vía para reducir su dependencia del gas estadounidense.
El factor tiempo se suma como una variable crítica. De acuerdo con Cochran, incluso si los trabajos de perforación y fractura comenzaran de manera inmediata, el pico de producción de los proyectos no convencionales de gas natural no se alcanzaría antes de una década. "El tema es cuándo empiezas, ¿no? Pero suponiendo hipotéticamente que empezaras mañana, alcanzarías ese pico de producción en 10 años para los no convencionales de gas natural", afirmó ante el auditorio del CCE.
Esa ventana temporal contrasta con la urgencia que distintos actores del sector atribuyen a la dependencia energética del país. México importa la mayor parte del gas natural que consume, principalmente a través de gasoductos provenientes de Texas, un esquema que ha generado señalamientos recurrentes sobre la vulnerabilidad de la matriz energética nacional ante variaciones de precio o disrupciones en el suministro estadounidense.
Pese a los obstáculos financieros, técnicos y de tiempo, Cochran sostuvo que existe interés del sector privado en desarrollar proyectos de fractura hidráulica, aunque condicionado a que se establezcan reglas claras que garanticen la rentabilidad de las inversiones. "Sí hay interés en no convencionales. Hay que buscar el cómo sí, sin lugar a dudas. Los no convencionales funcionan principalmente como licencia, pero el reto principal es un tema fiscal, pero tenemos que tomar el balón de los no convencionales y salir adelante", puntualizó.
El régimen fiscal para hidrocarburos en México, que combina derechos de exploración, extracción y utilidad compartida, ha sido señalado en foros empresariales como uno de los factores que desincentivan la inversión en proyectos de mayor riesgo geológico y financiero, como los de gas no convencional, frente a esquemas vigentes en otros países productores. Cochran planteó además la necesidad de que continúen los trabajos del comité técnico encargado de evaluar con mayor precisión los recursos prospectivos de gas no convencional en el subsuelo mexicano, un paso que Amexhi considera indispensable antes de diseñar cualquier estrategia de fractura hidráulica a gran escala con bases técnicas sólidas.
La apuesta oficial: 100 plantas eléctricas hacia 2027
El planteamiento de Amexhi se produce en paralelo a los anuncios del gobierno federal sobre la expansión de la capacidad de generación eléctrica. Durante el mismo foro del CCE, la secretaria de Energía, Luz Elena González, informó que para 2027 el país contará con 100 plantas de generación eléctrica en distintas etapas de construcción en diferentes regiones. La funcionaria detalló que la administración ha asignado hasta el momento 55 proyectos de generación renovable, de los cuales 17 serán desarrollados íntegramente por empresas privadas y 38 operarán bajo esquemas mixtos con participación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la empresa productiva del Estado responsable del suministro eléctrico.
González añadió que, durante los primeros dos años de la administración, se han puesto en operación seis centrales de ciclo combinado —que utilizan gas natural como insumo principal— además de trabajos de rehabilitación y modernización en centrales hidroeléctricas ya existentes. "Prácticamente la energía firme que requiere el país de aquí al 2030 está garantizada a través de estos proyectos", aseguró la secretaria. El dato revela una tensión de fondo: la expansión eléctrica que impulsa el gobierno descansa, en parte, sobre un combustible que el país mayoritariamente importa.
La disyuntiva entre ampliar la generación eléctrica con gas importado o apostar por la producción doméstica mediante fractura hidráulica no es un debate nuevo en el sector energético mexicano. Desde la reforma de 2013, sucesivas administraciones han evaluado el potencial del fracking en cuencas como Burgos, en el noreste del país, sin que se hayan concretado proyectos de gran escala, en parte por la oposición social y ambiental que la técnica ha generado en distintas regiones de México y en otras partes del mundo por su consumo de agua y sus riesgos de contaminación.
Ni la Secretaría de Energía ni Pemex se han pronunciado hasta el momento sobre el planteamiento específico de Amexhi respecto a los 108,000 mdd y el horizonte de una década. El debate sobre la viabilidad del fracking quedará, previsiblemente, sujeto a los resultados que arroje el comité técnico mencionado por Cochran y a las decisiones que la Secretaría de Energía adopte en los próximos meses sobre el rumbo de la política de hidrocarburos del actual sexenio.