Repuntan las reservas de gas; falta inversión Periódico Contacto

CIUDAD DE MÉXICO (EL UNIVERSAL).- Las reservas de hidrocarburos han caído más de 40% entre 2010 y 2024. A pesar de ello, el gas registra un repunte reciente para alcanzar un volumen de 12.3 billones de pies cúbicos de reservas probadas en 2024, así lo señala el último registro disponible de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

De acuerdo con especialistas consultados por EL UNIVERSAL, este escenario abre posibilidades de recuperar soberanía sobre el gas en territorio nacional, pues actualmente México importa aproximadamente 75% de este recurso desde Estados Unidos.

No obstante, también advierten que su extracción a través de métodos como la fracturación hidráulica (fracking) está condicionada a una cuantiosa inversión que podría verse impedida por el rezago tecnológico de Petróleos Mexicanos (Pemex), inseguridad y los cuestionamientos a la independencia del Poder Judicial tras la reforma del año pasado.

A ello se suma el potencial impacto ambiental.

Se incrementan reservas

Las reservas de hidrocarburos se miden por su probabilidad de éxito. Las probadas (1P) son las más seguras, con 90% de certeza de que pueden extraerse en las condiciones técnicas y económicas actuales. Las probables tienen 50% de certeza y las posibles sólo 10%.

En la industria, el total de las dos primeras clasificaciones se llama 2P, y cuando se suman las tres categorías se obtiene un total conocido como 3P.

Los datos de la CNH indican que las reservas de aceite (hidrocarburos líquidos entre los que se encuentra el crudo) mantienen una caída significativa. Mientras que en 2010 se reportaron 10.4 mil millones de barriles en reservas probadas, la cifra se desplomó a 6 mil millones en 2024.

En contraste, las reservas 1P de gas pasaron de 16.8 billones de pies cúbicos en 2010 a 12.3 billones en 2024. Esta última cifra representa un repunte respecto a los 9.3 billones registrados en 2020.

“Considerando sólo las reservas, podemos decir que vemos un mejor horizonte en el gas que en los aceites”, señala en entrevista Alejandro Montufar, CEO de la empresa PETROIntelligence.

La tasa de restitución integral, que mide la relación entre el recurso extraído y el descubierto en el año, muestra también un contraste entre el gas y el aceite.

Cuando esta tasa es igual o superior a 100%, significa que el país logró reponer en reservas la totalidad del recurso que consumió. Sin embargo, en 2024 esta cifra se dividió en dos realidades: mientras la restitución de gas llegó a 168.6%, la de aceite cayó a 75.1%.

Con datos hasta 2024, la CNH calculó que la vida estimada del total de las reservas probadas de hidrocarburos es de 8.7 años. “Si nos comparamos con países cercanos, como Estados Unidos o Brasil, estamos en un intervalo que se puede considerar saludable”, puntualiza Alejandro Montufar. Sin embargo, el especialista explica que más allá del volumen de reservas, lo importante es aumentar la producción, para lo cual es imprescindible una fuerte inversión.

De acuerdo con el último Reporte de Consolidación de Reservas de la Nación de la CNH, la mayoría de las reservas de gas se ubican en yacimientos convencionales en las cuencas del sureste marino del país y en Veracruz.

Por otro lado, los yacimientos no convencionales, que son aquellas concentraciones de hidrocarburos que no pueden ser extraídas por métodos tradicionales y requieren técnicas como el fracking, se ubican principalmente al norte del país, en la provincia petrolera de Sabinas-Burro-Picachos, que se encuentra en el estado de Coahuila y parte de Nuevo León.

“Si nosotros observamos geológicamente a nuestro país, vemos potencial en el norte, por lo que hay un probable impacto positivo del fracking para las reservas y la soberanía sobre los recursos”, detalla Montufar. Pero subraya que “aunque hay una gran oportunidad de robustecer la gran plataforma nacional de producción, también hay que tener cuidado en cómo lo vamos a implementar”, en relación a los efectos medioambientales de esta técnica.

México “va tarde” para el FRACKING

Ante la posibilidad de implementar el fracking en México, Ramsés Pech, analista de la industria energética, considera que el país está muy lejos de alcanzar el nivel tecnológico y de inversión para hacer rentable el modelo y aprovechar las reservas probadas de gas.

“Necesitaríamos más de 40 mil millones de dólares anuales, más de 15 sets de fractura, equipos de perforación y al menos 2 mil pozos perforados por año”, detalla en entrevista para EL UNIVERSAL.

El pasado 4 de febrero, Víctor Rodríguez, director de Pemex, anunció inversiones por 425 mil millones de pesos durante 2026 para proyectos estratégicos con el fin de incrementar la producción de petróleo y gas, lo que equivale a cerca de 24 mil millones de dólares al tipo de cambio actual.

Pese a que la iniciativa privada ha puesto sobre la mesa la posibilidad de esquemas mixtos para atraer inversiones de empresas con capacidad tecnológica para el fracking, Pech advierte que hay varios factores que podrían impedir la entrada de dinero y equipo.

“Los privados no se sienten en confianza debido a los cuestionamientos sobre la independencia de intereses de los jueces”, dice al respecto de los efectos de la reforma judicial en el país.

Por otro lado, señala que la inseguridad es un factor a tomar en cuenta, pues la logística para mover la tecnología necesaria para la fractura hidráulica implica usar hasta 140 camiones.

El riesgo de que el equipo sea robado en el trayecto es una barrera que los inversionistas consideran.

A todo lo anterior se suma el tiempo: “Las empresas de Estados Unidos tardaron nueve años en perfeccionar el fracking. A una empresa pública como Pemex le tomará mucho más, al menos 20 años. ¿De qué te sirven tus reservas en el papel si no las puedes explotar?”, sentencia Pech.

El analista alerta que para el año 2032 Texas proyecta elevar su demanda eléctrica de 80 mil a 300 mil MW. Este crecimiento requeriría unos 7 mil millones de pies cúbicos de gas adicionales para alimentar sus industrias.

México, que importa 75% de su consumo de gas, principalmente desde Texas, quedaría en una posición vulnerable si el estado vecino toma la decisión de priorizar su mercado interno.

El experto señala que el país se encuentra “a la merced” de estas proyecciones, ya que la demanda nacional también subirá durante los próximos años.

Sin inversión en producción propia de gas, la seguridad energética dependerá de la disponibilidad en Texas, donde otras empresas competirán directamente por el recurso que actualmente México importa para la industria y electricidad en el país.

Fracturas al medioambiente

En Mendoza, Argentina, las comunidades mapuche enfrentan violaciones a sus derechos humanos y vulnerabilidad climática debido a la fracturación hidráulica, asegura en entrevista Alejandra Jiménez, integrante de la Alianza Mexicana Contra el Fracking.

El impacto social, señala, se mantiene entre las comunidades aledañas desplazadas, cuyos integrantes contraen enfermedades asociadas al fracking: “En Estados Unidos, cada vez son más los casos de enfermedades extrañas que no estaban documentadas”.

El proceso para extraer petróleo o gas atrapado en rocas mediante el fracking requiere de agua, arena y químicos inyectados a presión.

Ante esto, Jiménez prevé un uso excesivo de agua, misma que puede contaminarse con sustancias químicas, volviéndose no reutilizable, lo que es más riesgoso en zonas con estrés hídrico como Coahuila, en donde se ubican yacimientos de gas no convencional.

“Definitivamente en México no existen las condiciones para supervisar una industria con tantos riesgos”, advierte.

Jiménez sugiere desarrollar distintos tipos de energías, sin depender de una sola, para ganar mayor soberanía energética, uno de los principales objetivos planteados por la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum.

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