Fracking, práctica común en Pemex; fractura hidráulica se usa desde 2012
Datos vía transparencia indican que se ha usado 2 mil 164 veces la fractura hidráulica convencional; expertos piden apertura a la IP
Petróleos Mexicanos (Pemex) recurre a la fractura hidráulica (fracking) para aprovechar yacimientos no convencionales de gas natural al menos desde hace 14 años, periodo en el que ha usado esa tecnología en 2 mil 164 ocasiones en mil 95 pozos, de acuerdo con datos obtenidos por EL UNIVERSAL vía Transparencia.
La información muestra que Pemex y varias áreas operativas y regionales han usado el controversial método al menos desde 2012, e incluso a marzo de este año ya se aplicó la técnica en 12 ocasiones.
La información obtenida por esta casa editorial, con fecha del 8 de abril, se refiere al “número de pozos y ocasiones en las que se ha utilizado la técnica de estimulación apuntalada (fractura hidráulica convencional)”.
Ese reporte lo encabezó el Grupo Multidisciplinario de Administración de Yacimientos (GMAY) de Petróleos Mexicanos, refiriéndose a casos de fractura hidráulica en Puebla y Veracruz, aclarando que no son activos en los cuales se produzca crudo.
Asimismo, la empresa petrolera especificó que otras áreas aplican esta tecnología en el subsuelo de Tabasco y que en ningún caso se han reportado afectaciones al medio ambiente.
Este miércoles, la presidenta Claudia Sheinbaum y su gabinete de energía señalaron que se va a analizar con expertos cómo se realizará fracking no convencional en el país para aumentar la producción de gas natural, ante la alta dependencia a importaciones de ese energético desde Estados Unidos.
Las cifras aportadas por el área de Transparencia de Pemex revelan que entre 2012 y 2015 hubo un auge en la utilización del fracking, pero luego bajó de forma importante a causa de las campañas proambientalistas, por decisiones políticas y financieras, pero nunca se redujo a cero.
Luego, desde 2019, pese a que el gobierno anterior se mostró abiertamente en contra del fracking, esa tecnología siguió usándose. En sus reportes a las autoridades financieras de Estados Unidos, Pemex reconoce que sigue extrayendo hasta 15 mil barriles de crudo al día con este método.
Analistas destacan que este método perfeccionado ha permitido a Estados Unidos dejar de depender en gran medida de hidrocarburos de otros países. No obstante, se requiere de una alta especialización tecnológica, con la cual Pemex no cuenta, de forma que tendrá que trabajar con jugadores privados.
“El problema tiene que ver con la capacidad de rendición de cuentas en caso de incidentes. Hoy todavía no nos queda claro, por ejemplo, el derrame en el golfo [de México], qué lo ocasionó, quién es el responsable, cuál es el daño o a cuánto asciende la afectación ambiental y social. No sabemos qué pasa con el Tren Maya, no sabemos por qué el incendio en Dos Bocas, etcétera”, alertó Paul Sánchez, catedrático del Tec de Monterrey.
“Si hacemos fracking en cientos de pozos, vamos a tener riesgos, opacidad y no hay intención de rendir cuentas”.
Trabajo en marcha
Pemex ya ha incrementado la inversión en estos proyectos. Según cifras de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), dadas a conocer en enero pasado por esta casa editorial, la petrolera ejercerá este año 66% más inversión que en 2025 para la extracción de hidrocarburos mediante la tecnología de fragmentación hidráulica.
Se trata del programa Aceite Terciario del Golfo, que recibirá 4 mil 16 millones de pesos, contra 2 mil 423 millones en 2025.
En sus reportes anuales, Pemex informó que este programa de inversión se llama Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Proyecto ATG, antes Paleocanal de Chicontepec), y se ubica en la región norte del país, abarcando una superficie de 4 mil 243 kilómetros cuadrados, integrada por 29 campos, divididos en ocho sectores.
“La disminución en la producción de gas natural se debió principalmente a la disminución de la presión en ciertos yacimientos”, reconoció la petrolera a mediados de 2025.
Un informe de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), fechado en abril de 2010, reconocía que desde 1978 se sabe que la zona de Chicontepec representa un amplio recurso geológico continuo de hidrocarburos y constituye una de las mayores acumulaciones de América.
Para Oscar Ocampo, coordinador de energía del Instituto Mexicano para la Competitividad (Imco), el gobierno debe mostrar apertura al sector privado e ir más allá de las asignaciones mixtas.
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“Ya hubo un anuncio. Es bueno quitarse telarañas ideológicas, pero no te cambia la realidad. Lo que sí requiere es inversión privada y extranjera”, mencionó.
“Ahora sí México tiene un camino cuesta arriba para atraer nuevos inversionistas. No digo que sea imposible, pero es más fácil para otros países atraer el recurso especializado. Finalmente, la reforma judicial te merma por falta de certidumbre, pero un renovado T-MEC (Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá) podría presionar para abrir más”, sentenció el especialista.
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