 Diagrama del funcionamiento del “fracking”. Crédito: Campaña Fractura Hidráulica No – Cantabria, España
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Por Emilio Godoy. – México ambiciona ampliar este año sus exploraciones de gas recuperable de rocas de esquisto o “shale”, pero puede toparse con la escasez de agua, un recurso vital en las operaciones no convencionales que se necesitan para extraer el combustible de esos lugares.
“En México no hay agua. ¿De dónde van a obtenerla para extraer el gas shale?”, cuestionó en entrevista con IPS la académica Miriam Grunstein, del estatal Centro de Investigación y Docencia Económicas, quien se opone a que la empresa Petróleos Mexicanos (Pemex) se inmiscuya en este tipo de extracciones y propone que se concentre en sectores prioritarios.
México padeció en 2012 una persistente sequía que afectó especialmente buena parte del centro y norte del territorio, con fuertes impactos sobre la agricultura, la ganadería y el bienestar de docenas de comunidades. El pronóstico para este año no es muy diferente.
La firma estatal Pemex ha perforado desde 2011 al menos seis pozos en rocas de esquisto, pizarra, lutita o arcillas compactas en los norteños estados de Nuevo León y Coahuila y prepara una nueva excursión geológica en el norte del sudoriental estado de Veracruz, con un costo de 245 millones de dólares por 18 meses, encabezada por el también estatal Instituto Mexicano del Petróleo.
Este tipo de perforaciones no convencionales para extraer hidrocarburos encallados en rocas utilizan el método de fractura hidráulica, conocido en inglés como “fracking”, para así liberarlos a gran escala.
La generación del llamado gas shale demanda grandes volúmenes de agua y la excavación y fractura generan enormes cantidades de residuos líquidos, que pueden contener químicos disueltos y otros contaminantes que requieren tratamiento antes de su desecho.
“Hay que incluir la externalidad ambiental. Es un tema súper delicado, sobre todo cuando se toma en cuenta la falta de agua y los problemas ambientales en el país. Debe haber todo tipo de estudios técnicos y con ellos debe incorporarse como la variable central”, explicó a IPS el profesor David Enríquez, del privado Instituto Tecnológico Autónomo de México.
“Si no se cumple con eso, no se debe seguir adelante con un proyecto de gas shale”, concluyó este especialista en temas energéticos.
En su estudio de 2011 titulado “Recursos mundiales de gas de esquisto: una evaluación inicial de 14 regiones fuera de Estados Unidos”, la estadounidense Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) evaluó 48 depósitos en 32 países, entre ellos México, y calculó reservas mundiales por más de 163 billones de metros cúbicos.
Pero Pemex ha sido más cauto en sus estimaciones, pues proyecta recursos prospectivos por alrededor de 120 billones de metros cúbicos.
“Es necesario adicionar las mejores prácticas y tecnología disponibles para lograr una buena rentabilidad, minimizar uso de agua y cumplir con regulaciones ambientales. El ambiente es fundamental, no importa si es rentable o no el proyecto”, aconsejó Francisco Barnés, comisionado de la estatal Comisión Reguladora de Energía, ante la consulta de IPS.
Datos de ese organismo, que funciona de modo autónomo, indican que la fractura de un pozo requiere entre 7,5 millones y 30 millones de litros de agua, mientras que un campo de 10 pozos entre 25 millones y 40 millones de litros.
En yacimientos como Chicontepec, en el sur de Veracruz y el mayor campo petrolero mexicano descubierto a mediados de los años 70, Pemex ha empleado agua reciclada. Empero, en los pozos actuales de gas de lutita la petrolera no ha aclarado el origen del recurso ni el destino de los residuos.
La estatal Comisión Nacional de Hidrocarburos, responsable de autorizar técnicamente los proyectos de Pemex, analizará y aprobará este año las normas sobre la exploración y explotación del shale, especialmente en el método de fractura hidráulica.
La petrolera mexicana planea taladrar 20 pozos para 2016, con una inversión superior a los 2.000 millones de dólares, y proyecta para los próximos 50 años operar 6.500 pozos en una escala comercial.
“Si hay un impacto ambiental, ¿por qué no se frena el desarrollo? En el caso de una explotación masiva, no hay confianza en el Estado. Implica un costo de oportunidad ridículamente alto”, analizó Grunstein.
Frente a estas críticas, hay quienes muestran la experiencia del Centro para el Desarrollo Sostenible del Esquisto, una alianza de organizaciones ambientalistas, académicos y empresas petroleras formada este año en el nororiental estado estadounidense de Pensilvania, escenario de explotaciones masivas de ese tipo de gas.
El Centro adoptó 15 estándares de desempeño sobre la protección de la calidad del aire, el agua y el clima, un formato que podría replicarse en México. El esquema incluye un proceso de certificación con una auditoría a cargo de un tercero independiente.
Los estándares abarcan aspectos como maximizar el reciclaje del agua, desarrollo de un plan de protección de agua subterránea, sello de fugas de perforado, seguimiento de agua subterránea, disposición de residuos líquidos y reducción de fluidos tóxicos.
“Debe haber un aval ambiental de organismos nacionales e internacionales que evalúen el modelo aplicado y el seguimiento. Tiene que haber una crítica muy técnica y muy analítica que nos diga, por las características ambientales y de mercado, si es momento o no de desarrollarlo en determinadas zonas y con tecnología específica”, expuso Enríquez.
“Pero no he visto que estemos entrando en ese nivel de discusión”, observó.
Barnés propuso fomentar el reciclaje hídrico y desalinizar agua del mar, una técnica cara y con inquietudes ambientales, como el destino de los residuos luego de la extracción de la sal.
“Es lo que tenemos que resolver, con una fuerte regulación ambiental”, sostuvo el funcionario.
En México operan unas 435 plantas de ese tipo. La mayor está en el noroccidental estado de Baja California Sur, con una capacidad de 200 litros por segundo, según estadísticas del Instituto Mexicano de Tecnología del Agua.
IPS
