En virtud de la anhelada y necesaria soberanía en materia energética, el Ejecutivo federal anunció recientemente su intención de revisitar de forma explícita, masiva e intensiva aquel método de extracción, ya viejo conocido y antes combatido (en el discurso, no legislativamente), llamado fracking, o ‘fractura hidráulica’, con la salvedad de fundamentar su próximo-eventual despliegue en nuevas tecnologías capaces de reducir de forma considerable el daño ambiental y la pérdida de agua durante la operación de los pozos, lo mismo que disminuir la ulterior contaminación de suelos, mantos freáticos y depósitos acuíferos. Para tal efecto se creó un comité científico e interinstitucional que se encargará de evaluar la viabilidad del fracking en México, y que entregará su primer informe al Gobierno a mediados de junio, según informó la Presidencia, no obstante, quedan varias dudas en torno de la toma de esta supuesta fractura hidráulica mejorada como adalid de la autosuficiencia energética mexicana.
De modo que mientras los expertos de la UNAM, IPN, UAM, UANL, el Instituto Mexicano del Petróleo y del Instituto Mexicano de Tecnología del Agua exploran las posibilidades de esta nueva versión del fracking, Crónica entabló conversación con Fluvio Ruíz Alarcón, antiguo director general de Exploración y Producción de Petróleos Mexicanos (Pemex), la división más importante y rentable de la Empresa Productiva del Estado, y asiduo consejero de la petrolera desde los tiempos de Felipe Calderón Hinojosa, Enrique Peña Nieto y Andrés Manuel López Obrador. A él le preguntamos: ¿Qué pasa en México con el fracking?
¿Por qué estudiamos la viabilidad del fracking justo ahora?
«Por la tremenda vulnerabilidad de México frente a Estados Unidos en materia de gas», señala Fluvio, quien añade que la conversación actual en torno a la fractura hidráulica como método para extraer gas deviene de una «apuesta equivocada», de la decisión de utilizar el gas como combustible de transición y con ello «apostarle a un hidrocarburo que cada vez teníamos de menor cantidad». En la actualidad, recuerda el físico y también maestro en Ingeniería de Exploración Petrolera, producimos poco menos de 4 mil millones de pies cúbicos diarios de gas, pero consumimos 9 mil 500 millones; «nuestra dependencia es muy elevada porque -además- empieza en la producción de Pemex, prácticamente toda esa producción es ya autoconsumo».
Y es que la Empresa Productiva del Estado utiliza prácticamente todo lo que produce para sus propios procesos, ya sea para sostener la presión en ciertos yacimientos o para alimentar sus procesos industriales, tanto en refinación como en petroquímica.
«Entonces, si tú quitas a Petróleos Mexicanos del balance nacional, entre lo que produce y entre lo que extrae y consume, la dependencia del país se eleva al 90 o al 93%. Es una dependencia que se vuelve vulnerabilidad porque no solo es que dependamos del combustible interno, sino también del combustible externo que viene, además, de un solo país». Ahora bien, se analiza hoy día el instrumento del fracking porque la política energética no ha cambiado, «tiene como uno de sus objetivos fundamentales lograr la autosuficiencia, reducir la dependencia frente al exterior de los hidrocarburos y sus derivados. Lo que se pone en este momento en la mesa es un instrumento para conseguir los objetivos centrales de esa política».
¿Cuál es la experiencia de México con el fracking?
Primero es importante señalar que el método como tal no está prohibido, «nunca ha estado prohibido», reitera Fluvio. No obstante, en la administración pasada lo que se siguió fue una «directriz política», Pemex acató la instrucción desde la Presidencia de la República, de no utilizarlo.
Sin embargo, apunta el exdirectivo, la técnica es muy añeja y la experiencia de México con ella data de décadas, «quizás el esfuerzo masivo más importante fue el desarrollo del Paleocanal de Chicontepec, donde se empleó con mucha frecuencia», atiza en alusión a una de las mayores reservas de hidrocarburos de América, descubierta en 1926 en los estados de Puebla y Veracruz dentro de la cuenca Tampico-Misantla (con una superficie de 3,800 kilómetros cuadrados), en la que se calcula que yace 40% del total del hidrocarburo de México a nivel de reservas.
Para los mexicanos el fracturamiento hidráulico siempre ha estado asociado a la industria petrolera, desde los años 50 del siglo pasado, pero tuvo un auge a raíz de lo que se conoció como la revolución de las lutitas, cuando la posibilidad de extraer gas de yacimientos no convencionales mediante el fracking «cambió radicalmente el mercado internacional del gas y llevó a un incremento abrupto en la producción de ese hidrocarburo; al utilizar de manera masiva el facturamiento hidráulico cambió completamente el esquema, la estructura y la dinámica del mercado gasífero internacional».
¿Es el fracking la mejor opción?; ¿Existe uno menos dañino?
«Durante mucho tiempo yo mismo fui, he sido, pues yo lo utilizo el tiempo verbal adecuado, crítico del facturamiento hidráulico», explica Fluvio; «como toda técnica extractiva no es inocua frente al medio ambiente, pero ha venido evolucionando de cómo era en sus primeras versiones, vamos a llamarlo el fracking tradicional», continúa, «ese utilizado cuando incluso las preocupaciones ambientales, no eran muy relevantes y después siguieron supeditadas a las regulaciones en materia de una mayor producción, la forma en que se hacía esto sí resultaba muy agresiva». Hubo entonces lo que el experto denominó una «justa reacción social» frente a esta técnica que inicialmente «utilizaba mucha agua, químicos, no reciclaba, era agresiva, ponían riesgo los mantos freáticos, etc».
Hoy día el fracturamiento hidráulico, «yo creo que se haría muy mal en hacer eufemismos, pues por supuesto que lo sigue siendo», incurre cada vez más en la reutilización de agua o en el uso de aguas congénitas, es decir, de aguas saladas subproducto de la extracción de petróleo, incluso, asevera Fluvio, existe la posibilidad de ni siquiera utilizar agua, como lo hace China al optar mejor por químicos que propician una mayor viscosidad y con ello un mayor flujo; por supuesto también se pueden usar catalizadores químicos menos agresivos e incluso biodegradables, «en la medida de lo posible».
«Claro que es un instrumento polémico, porque el fracturamiento es un hecho físico, quieres fracturar hidráulicamente los reservorios para que fluyan y se extraiga la mayor cantidad posible del crudo y gas que está en el subsuelo, pero lo que se ha buscado con las innovaciones tecnológicas, las mejoras técnicas y las eficiencias operativas es por un lado disminuir los volúmenes de agua utilizados, por el otro reciclar la mayor parte posible y ya en los más avanzados utilizar el agua congénita, la que está implícita en el propio petróleo crudo».
Sobre si es la mejor opción para nosotros: «yo espero que el Comité presente su informe, que nos explique, con un lenguaje divulgativo obviamente, qué decisión tomar con criterios técnicos, económicos, ambientales, sociales, de todo tipo».
¿Qué más tendría que hacer Pemex para reducir la dependencia?
«Lo primero que hay que hacer es dejar de quemar gas, nosotros estamos quemando el 10% del poco gas que producimos». Por mala técnica, se extrae el petróleo y el gas asociado se quema, de ahí que, a decir de Fluvio, un primer paso estriba en invertir en la infraestructura necesaria para dejar de quemar ese gas, lo mismo que para aumentar nuestra capacidad de almacenamiento a por lo menos noventa días. En el papel, el límite de gas que se permite quemar es del 2%.
«Después hay que pensar en un régimen fiscal distinto para el gas no asociado. Eso tiene que revisarse porque se eliminaron las deducciones en este tipo de yacimientos, justo cuando lo que tú quieres es extraer el gas de ahí».
Adicionalmente, aduce, «algo que en este momento suena casi que fuera el lugar por las circunstancias difíciles que atraviesa Pemex: se debe incrementar la actividad internacional de Petróleos Mexicanos, pues su trabajo es esencialmente endógeno. Así como se adquirió la otra mitad de Deer Park para estar en mejores condiciones de abastecer el mercado interno con su producción de refinados en y fuera de México, también tendría que hacerlo en materia de gases, es incluso mucho más urgente, porque aun desarrollando nuestros yacimientos no convencionales de manera más o menos rápida no seríamos autosuficientes. Así que sería muy deseable que cuando haya condiciones Pemex tenga actividad fuera del país para abastecer gas». Sobre este último punto es importante recordar que Petróleos Mexicanos fue quien descubrió, por medio de una filial, que por decisiones políticas ya no existe (Mexpetrol), el yacimiento de Vaca Muerta, que ha resultado tan importante para Argentina.
En términos de seguridad, ¿cómo deberían prepararse Pemex?
El Estado mismo, sentencia Fluvio, «tiene que revisar el papel de la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), su estatuto jurídico, su facultades y capacidades jurídicas, políticas, técnicas y económicas porque este es el organismo responsable de esa materia en el sector de hidrocarburos (seguridad industrial) y que ha estado ausente». Un ejemplo: «en todo el tema de los derrames, la ASEA ha estado completamente ausente, lo que ocurrió han sido cambios de titulares (tres hasta ahora), pero nada más. O se le da la fuerza necesaria como organismo regulador o sus funciones las asume la Secretaría de Energía o la Secretaría de Medio Ambiente, pero algo hay que hacer con con ese organismo».
¿Y al interior de Petróleos Mexicanos? «Yo he insistido que esta tiene que crear una nueva dirección.
Hoy lo que existen son subdirecciones, una Subdirección Normativa, en la Dirección de Planeación, y subdirecciones operativas, tanto en el área de exploración y extracción como en la parte de procesos industriales». Es decir, no existe una Dirección de Seguridad y Protección Ambiental.
«Entonces, como están al mismo nivel, una no pela la otra. Y terminan siendo parte del entramado en el que se le ocultó información al director general, en el caso del más reciente derrame. Imagínate quién va a revisar la causa raíz de los últimos accidentes, ¿la misma dirección de procesos industriales? Lo que van a hacer es minimizar su responsabilidad».
A partir de lo dicho por Fluvio, se hace deseable una estructura en Pemex jerárquicamente superior, o a la par, que la dirección misma de procesos industriales, así como un ente estatal que regule y supervise de forma efectiva.
¿Pemex puede mejorar por sí solo para el fracking a gran escala?
Según lo explica Fluvio, se requieren contratos mixtos, no obstante hay que adaptarlos bien caso por caso. «Hay que asumir que este instrumento está preso de su denominación semántica, porque en realidad es más bien una asociación, es una forma de sociedad entre Pemex y operadores privados». Tejiendo de forma adecuada estos contratos, «ese alguien puede ser el operador y puede ponerle 60% del capital», al tiempo que Pemex puede beneficiarse de transferencia tecnológica y de formación de recursos humanos y de capacidades de gestión. «Los contratos mixtos deben usarse como vectores de transferencia», apunta.
«Entonces, creo que es un instrumento que si se adapta correctamente puede ser muy útil para el desarrollo de los de yacimientos no convencionales».
Concluye el experto: «La reorganización administrativa de Pemex es tomar la decisión. Los cajones están hechos, están mal repartidos, pero están hechos. Entonces, eso es una decisión del Consejo de Administración, de primeras, ni siquiera tienen que hacerse cambios legales» .