Tres especialistas analizan las posibilidades que tiene la explotación del gas no convencional en el país, siendo Coahuila el epicentro ante las reservas con las que cuenta
La posibilidad de desarrollar fracking en Coahuila para explotar el gas no convencional volvió al centro del debate energético nacional, pero entre especialistas no existe una visión única. Mientras algunos advierten que hoy no es rentable frente al gas barato de Estados Unidos, otros sostienen que la tecnología ha evolucionado y que el estado tiene potencial geológico suficiente para atraer inversión.
El pasado miércoles, la presidenta Claudia Sheinbaum anunció la integración de un comité de expertos académicos que en un plazo de dos meses analizará la posibilidad de explotar el gas no convencional.
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Ante el debate generado por este anuncio, el punto de coincidencia es claro: el futuro del fracking en Coahuila dependerá menos de la existencia del recurso y más de los costos, la regulación ambiental y la capacidad financiera para ejecutar proyectos de gran escala.
LA BARRERA ECONÓMICA: PRODUCIR CARO FRENTE A IMPORTAR BARATO
Para David Shields, analista y periodista especializado en energía, México sí cuenta con recursos de gas shale en regiones como la Cuenca de Burgos, compartida con Texas, pero no con las condiciones para explotarlos de forma competitiva.
En entrevista con el diario La Razón, explicó que Estados Unidos construyó durante más de tres décadas un ecosistema industrial completo para el fracking: conocimiento profundo del subsuelo, infraestructura, empresas especializadas, logística y financiamiento.
Bajo ese escenario, sostuvo que el principal obstáculo no es técnico, sino económico.
“Si México intentara producir gas mediante fracking, lo haría a un costo mucho mayor. Entonces la pregunta es simple: ¿tiene sentido producir gas caro cuando puedes comprarlo más barato del otro lado de la frontera?”, planteó.
Shields añadió que Pemex tampoco está en condiciones de encabezar ese desarrollo, al considerar que enfrenta altos niveles de deuda, limitaciones operativas y escasa experiencia en yacimientos no convencionales.
Desde esa óptica, invertir recursos públicos en fracking sería un error financiero si no puede competir con las importaciones de gas estadounidense, hoy esenciales para la generación eléctrica y la industria nacional.
LA VISIÓN TÉCNICA: AGUA RECICLADA Y ASOCIACIONES PRIVADAS
En contraste, Luis Fernando Camacho Ortegón, director del Centro de Investigación en Geociencias Aplicadas de la Universidad Autónoma de Coahuila e integrante del comité que analiza la viabilidad del tema, considera que existen condiciones técnicas para explorar esta ruta.
Uno de los principales cuestionamientos ambientales al fracking es el consumo intensivo de agua. Sin embargo, aseguró que las tecnologías actuales permiten reutilizar líquidos mediante sistemas “flowback”, con tratamiento en sitio para reinyectar parte del recurso.
Según explicó en entrevista con El Diario de Coahuila, para un pozo de gas shale pueden requerirse hasta 300 mil metros cúbicos de agua, pero no necesariamente agua potable, ya que también puede utilizarse agua salobre, salmuera o agua tratada.
Incluso señaló que en zonas costeras del Golfo de México podría emplearse agua de mar.
Camacho también sostuvo que México puede recurrir a asociaciones entre Pemex y privados mediante contratos o esquemas tipo joint venture, donde el Estado aporta campos, infraestructura e información, mientras la iniciativa privada contribuye con capital, tecnología y personal especializado.
Para Coahuila, destacó que existen antecedentes petroleros en regiones como Monclova, Sabinas, San Buenaventura, Nadadores, Pirineos y Piedras Negras, además de cientos de pozos pendientes por perforar en la Región Carbonífera.
EL FACTOR AMBIENTAL: AVANCES, PERO NO ELIMINACIÓN DE RIESGOS
Rámses Pech, analista del sector energético, señaló en un artículo para el portal especializado Energía Hoy, que la fractura hidráulica ha evolucionado tecnológicamente para reducir impactos.
Detalló que en superficie se usan menos equipos, motores eléctricos o a gas natural, lo que disminuye emisiones y ruido. En subsuelo, afirmó que actualmente puede reutilizarse entre 50% y 60% del fluido recuperado y existen técnicas para reducir entre 50% y 80% el uso de agua fresca.
También subrayó que los pozos modernos utilizan recubrimientos de acero y cemento para evitar contacto con mantos freáticos.
No obstante, especialistas coinciden en que los riesgos no desaparecen: fugas, manejo de residuos, emisiones de metano, accidentes industriales y presión hídrica siguen siendo factores críticos que dependen de supervisión estricta y cumplimiento regulatorio.
EL TAMAÑO DE LA INVERSIÓN
Pech calculó que para elevar la producción nacional de gas de 2 mil a más de 9 mil millones de pies cúbicos diarios sería necesario perforar unos 32 mil pozos en diez años.
Con costos estimados de entre 12 y 15 millones de dólares por pozo, la inversión anual rondaría entre 36 mil y 45 mil millones de dólares.
Además, advirtió que Pemex hoy perfora menos de 200 pozos al año y opera con menos de 25 equipos terrestres, cuando se requerirían entre 100 y 120 plataformas.
Eso coloca la discusión en una dimensión presupuestal mayúscula para cualquier proyecto en Coahuila o el norte del país.
COAHUILA: POTENCIAL SÍ, VIABILIDAD EN DUDA
Coahuila reúne dos elementos clave: cercanía con Texas —epicentro del shale estadounidense— y antecedentes geológicos favorables. Sin embargo, convertir ese potencial en producción rentable sigue siendo incierto.
El estado podría beneficiarse si México abre esquemas más atractivos para capital privado, mejora infraestructura y garantiza reglas claras. Pero si persisten altos costos, escasez de equipos y dependencia de Pemex, el desarrollo masivo luce lejano.
En resumen, el fracking en Coahuila no enfrenta una sola pregunta ambiental, sino dos simultáneas: si puede hacerse con controles adecuados y si puede pagarse sin perder dinero. Hoy, la segunda parece ser la más difícil de responder.