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Mucho del debate sobre el uso de la fracturación hidráulica (fracking) en México se ha centrado en los ampliamente documentados impactos socioambientales de esta técnica que implica inyectar agua a alta presión, mezclada con arena y sustancias tóxicas, para extraer hidrocarburos. Sin embargo, el fracking es también una técnica costosa y extrema, a la que se recurre cuando los mejores yacimientos de hidrocarburos, llamados convencionales, se están agotando. El fracking es indispensable para extraer gas y petróleo atrapados en yacimientos no convencionales, como los de lutitas o esquistos, de donde nunca podrían fluir a la superficie sin la fracturación.

La extracción de hidrocarburos siempre empieza por los yacimientos más grandes, someros, productivos y de mejor calidad. Conforme estos se agotan, se apela a campos más pequeños, profundos, de menor duración y mayor costo. Al final, quedan los no convencionales. En otras palabras, la necesidad del fracking es un síntoma de que el petróleo abundante y barato se acabó y estamos “raspando el fondo del barril”.

Estados Unidos, cuna de esta técnica, lo demuestra con claridad. Cuando en 2008 empezó a extraer petróleo no convencional a gran escala, ya llevaba 23 años de caída continua en sus campos convencionales, que pasaron de un máximo de 9 millones de barriles diarios (MMbd) a solo 5 MMbd. Aunque se presentó como un milagro tecnológico, la fracturación hidráulica combinada con la perforación horizontal llevaba más de dos décadas probándose, y los yacimientos no convencionales eran bien conocidos: simplemente la industria no los explotaba por sus altos costos. Lo que cambió fue el precio del petróleo, que se cuadruplicó entre 2005 y 2008, volviéndolos marginalmente rentables. Aun así, los pozos no convencionales producen entre 10 y 100 veces menos que los convencionales, y su producción cae 90% en apenas tres años, por lo que el espectacular repunte estadounidense exigió perforar más de un millón de pozos.

México vive hoy una situación equivalente. Pasó su pico petrolero en 2004 y hoy produce solo el 40% de lo que producía entonces. Los grandes campos que hicieron la bonanza petrolera de México y sostuvieron el grueso de la producción por más de tres décadas —Cantarell, Ku, Maloob, Zaap, Abkatún, Chuc— están en declive terminal. Los que fueron desarrollados en el sexenio anterior compensaron por unos años esa caída, pero desde finales de 2023 también comenzaron a declinar. Además, varios de ellos producen fracciones muy ligeras llamadas condensados que, aunque valiosos para la petroquímica, no pueden convertirse en diésel, turbosina o gasolina en las refinerías. Desde 2018, PEMEX reporta los condensados junto con el petróleo crudo, lo que oculta la magnitud real de la caída. Hoy producimos 1,35 MMbd de crudo sin condensados, lejos de la meta de 1,8 MMbd fijada por el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos. Así todo este petróleo se destinara a las refinerías nacionales, no bastaría para cubrir el consumo interno de gasolina, que aún depende en un 40% de las importaciones.

Con el gas, la tendencia es similar: tras alcanzar su pico de producción en 2009, las importaciones se dispararon hasta cubrir el 75% del consumo total. Esto fue el resultado de una política transexenal —diseñada para durar más allá de un período presidencial— que ha privilegiado la generación eléctrica con gas y la demanda creciente de una industria exportadora impulsada por los tratados de libre comercio con Estados Unidos.

¿Puede México revertir la caída geológica de la producción de hidrocarburos con fracking? Nuestros escenarios indican que, para reducir significativamente las importaciones de gas y refinados, harían falta inversiones de decenas de miles de millones de dólares, lo que obligaría a recurrir a la inversión privada —muy probablemente estadounidense—, cuya prioridad nunca es el interés nacional, sino la ganancia. Esto puede afectar la producción cuando bajan los precios, provocando problemas serios de abastecimiento.

A esto se suma una gran incertidumbre sobre cuántos recursos son realmente recuperables y, por tanto, sobre cuánto podría durar esa producción. Las propias proyecciones de la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos muestran que la producción de petróleo y gas por fracking en ese país ya está alcanzando su máximo, tras menos de dos décadas. México posee una fracción mucho menor de recursos no convencionales que Estados Unidos, así que su explotación duraría proporcionalmente menos. En el mejor de los casos, extraer estos últimos recursos no renovables podría posponer el inevitable declive geológico apenas una década, y a un costo muy alto.

Ha llegado el momento de aceptar los límites geológicos del extractivismo. Una menor dependencia energética —y menores impactos socioambientales— solo se logrará reduciendo la demanda. Medidas como una mayor contribución de fuentes renovables y políticas de ahorro y uso eficiente de la energía pueden ayudar, pero el verdadero reto está en reconsiderar el modelo exportador y reconvertir el sector industrial, priorizando las necesidades básicas de la población nacional por encima de la exportación.