El gobierno federal ejerció desde 2019 y hasta junio pasado un total de 18 mil 780 millones de pesos en proyectos de extracción y exploración en campos no convencionales, trabajos que organizaciones civiles señalan que se realizan con fractura hidráulica (fracking).
De acuerdo con los informes que entrega la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) al Congreso y que obtiene de Pemex Exploración y Producción (PEP), este monto se ha ejercido en los proyectos Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec) y Aceite y Gas en Lutitas de Petróleos Mexicanos (Pemex).
Ésto, pese al compromiso del presidente Andrés Manuel López Obrador de que no se utilice ese método de extracción por lo polémico que ha resultado a escala global ante afirmaciones de que genera un impacto irreversible en mantos acuíferos, a la vegetación y se relaciona también como causa de sismos.
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“No usaremos métodos de extracción de materias primas que afecten la naturaleza y agoten vertientes de agua como el fracking”, dijo el Mandatario federal en su discurso del 1 de diciembre de 2018.
López Obrador ha reiterado ese compromiso en diferentes ocasiones durante su gobierno.
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Compromisos vigentes
Miriam Grunstein, académica no residente del Centro México de la Universidad Rice de Texas, explicó que en este caso la producción implica fractura hidráulica porque la roca en los pozos es de baja permeabilidad, lo que genera dificultades tecnológicas para la extracción. “Se ha insistido en Chicontepec por un tema inercial. Ya hay demasiado dinero ahí y como no jaló la reforma en aguas profundas de [Felipe] Calderón, continuó. Ahora se tienen varios compromisos contractuales de servicios con empresas como Baker Hughes (de Estados Unidos), Carso (de México) y otras, pero eso habla de la muy mala labor exploratoria de Pemex, y que hace que este proyecto aún reciba recursos y que existan riesgos de corrupción”, dijo.
Pemex no respondió a una solicitud de comentarios sobre el uso de este método de extracción.
Pablo Ramírez, investigador de Greenpeace, señaló que sólo es una promesa política y que el fracking no se ha prohibido de forma institucional por este gobierno.
“La Alianza Mexicana Contra el Fracking asegura que se sigue expandiendo la producción. Las próximas administraciones pueden echar mano de esta técnica, porque sigue permitida”, apuntó.
Resultados limitados
El campo de Chicontepec fue descubierto en 1926 y ahora se incluye en un proyecto de Pemex que comenzó en diciembre de 2002 y terminará en diciembre de 2031. A la fecha muestra cada vez menos resultados favorables para Pemex.
De acuerdo con datos de Hacienda, el costo total de este proyecto asciende a 488 mil 813 millones de pesos, un aumento de 29.9% respecto al monto de 376 mil 428 millones de pesos al cierre de 2018.
Además, datos de Pemex muestran que durante 2022 la extracción en Chicontepec se situó en 16.9 mil barriles diarios en promedio, apenas 0.9% de la producción total del país. Esa producción se ha reducido a la mitad de forma consistente desde 2017, indican reportes a los que accedió EL UNIVERSAL.
“La disminución de la producción de petróleo crudo y gas natural se debió a la disminución de la presión en ciertos yacimientos”, apuntan los informes de Pemex.
El proyecto está ubicado entre Puebla y Veracruz, en un área de 4 mil 243 kilómetros cuadrados que comprende 29 campos, divididos en ocho sectores: Soledad-Coyotes, Agua Fría-Coapechaca, Tajín-Corralillo, presidente Alemán-Furbero, Sitio-Tenexcuila, Amatitlán-Agua Nacida, Coyol-Humapa y Miquetla-Miahuapan. Al cierre del año pasado había 4 mil 731 pozos, de los cuales mil 304 eran productores.
En Chicontepec, Pemex usa métodos polémicos, sin un aporte significativo a la plataforma de producción, y en 2022 enfrentó un costo de 29.9 dólares por barril extraído, el más alto de los cinco proyectos más importantes en reservas.
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Menor impacto
Los resultados que esperaba la petrolera eran ambiciosos y se fueron ajustando a la baja. En una entrevista con este diario en noviembre de 2009, el entonces director de PEP, Carlos Morales Gil, dijo que se esperaba una producción de 600 mil barriles diarios para 2020.
No obstante esas proyecciones, en abril de 2010 la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) señaló un informe de previsión y recomendaciones sobre ATG que no se deberían hacer pronósticos de reservas ni de producción porque el proyecto estaba en aprendizaje.
En ese informe se dio cuenta que, de mil 323 pozos, 76% han sido fracturados con baja carga de apuntalante y fracturación hidráulica.