Mientras los grandes campos convencionales del sureste, pilares históricos de nuestra economía, entran en una fase de madurez y declinación natural, el país enfrenta una vulnerabilidad: dependemos en más de un 90% del gas natural extranjero para mover nuestras turbinas y fábricas.
En este escenario, los campos no convencionales —o como la nueva administración los llama, “Yacimientos de Geología Compleja”— han dejado de ser un tabú para convertirse en la pieza angular de la seguridad energética nacional hacia 2035.
Los datos dibujan el mapa del tesoro que yace bajo nuestros pies. De los 112.9 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce) que México posee como recursos prospectivos, aproximadamente el 60% (entre 60 y 68 MMMbpce) no se encuentra en las trampas geológicas tradicionales, sino atrapado en rocas generadoras de porosidad microscópica: las lutitas.
El futuro de la producción no está en replicar el pasado de Cantarell, sino en desbloquear el potencial de la Cuenca de Burgos y Tampico-Misantla. La meta establecida en el Plan Estratégico de Pemex es ambiciosa: elevar la producción de gas de los actuales 3,500-4,000 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) a 5,000 MMpcd. Los análisis internos sugieren que esta brecha es imposible de cerrar únicamente con pozos convencionales.
Un giro pragmático: de la prohibición a la reingeniería
Durante el sexenio anterior, la fractura hidráulica fue estigmatizada públicamente. Sin embargo, bajo la administración 2024-2030, observamos un giro pragmático impulsado por la necesidad técnica. La adopción del término “Geología Compleja” no es solo semántica; representa un marco operativo que permite a Pemex y a la Secretaría de Energía explorar estas formaciones utilizando tecnologías avanzadas de estimulación, diferenciándolas discursivamente de las prácticas de fracturamiento masivo de décadas pasadas.
Este enfoque busca un equilibrio delicado: acceder a los recursos de lutitas en el norte —geológicamente continuos a los prolíficos yacimientos de Eagle Ford en Texas— mientras se mitiga el impacto ambiental mediante el uso reducido de agua dulce y fluidos más limpios.
El desafío del agua y la infraestructura
La geología es solo la mitad de la ecuación. Mientras, la viabilidad de estos proyectos en México enfrenta un obstáculo crítico que no existe en la misma magnitud en Texas: el estrés hídrico.
La Cuenca de Burgos se asienta sobre regiones con déficits alarmantes. El acuífero Méndez-San Fernando en Tamaulipas, clave para la zona, presenta un déficit anual de 12.81 millones de metros cúbicos. Esto obliga a la industria a plantear soluciones costosas, pero necesarias, como el tratamiento de aguas residuales urbanas, el uso de agua congénita o incluso la desalinización con transporte por acueductos, lo cual impacta directamente en el costo de levantamiento (Lift Cost) del barril o del pie cúbico de gas.
A esto se suma el “costo país”. A diferencia de la cuenca Pérmica en EE.UU., donde la infraestructura es densa y eficiente, el norte de México requiere inversiones masivas en caminos, seguridad física para el personal y redes de recolección.
Viabilidad financiera y nuevos esquemas
Competir con los costos de equilibrio de Texas, que oscilan entre los 50 y 66 dólares por barril, es el gran reto. Para lograrlo, el nuevo régimen fiscal ofrece una señal positiva: un “Derecho Petrolero para el Bienestar” con una tasa reducida del 11% para el gas no asociado. Este incentivo fiscal reconoce implícitamente que la rentabilidad del gas seco en lutitas es menor que la del aceite, pero su valor estratégico es superior.
Dado que Pemex no puede asumir todo el riesgo de inversión solo, el modelo de Contratos de Servicios Integrales o alianzas estratégicas se perfila como el vehículo para que el capital privado participe, aportando tecnología y eficiencia operativa sin comprometer la propiedad de la reserva.
La “Geología Compleja” es un imperativo de soberanía. Para la industria mexicana, el desarrollo de estos campos representa la única ruta viable para reducir la exposición a choques externos y garantizar el suministro eléctrico que demanda el nearshoring. El subsuelo está listo; el éxito dependerá de nuestra capacidad para resolver los retos de superficie con ingeniería de vanguardia y responsabilidad hídrica.
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