La estrategia presentada ayer por la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, descansa en dos pilares: elevar renovables del 24 al 38 por ciento para 2030 y más que duplicar la producción de gas, de 2 mil 300 a 5 mil 871 millones de pies cúbicos diarios.

La presentación que hizo ayer la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, marca un punto de inflexión en la política energética del gobierno.

Tras años de postergar el tema, la administración de Sheinbaum pone sobre la mesa la dependencia más incómoda del sector: México importa el 75% del gas natural que consume, casi todo desde Texas. La cuestión de fondo es si las metas anunciadas resisten el contraste con la realidad técnica, financiera y ambiental.

El diagnóstico es impecable, pero hubiera sido mejor tenerlo desde hace algunos años. La demanda ronda los 9.1 mil millones de pies cúbicos diarios; Pemex apenas aporta 2.3 mil millones. El 80 por ciento de lo importado cruza desde Texas, lo que convierte al sistema eléctrico —donde más del 60 por ciento de la generación depende de ciclo combinado a gas— en rehén de decisiones ajenas.

Las tensiones entre Estados Unidos e Irán evidenciaron que la fragilidad no es teórica. Durante la tormenta invernal de este año, el Sistrangas (el sistema de transporte y almacenamiento de gas) fue declarado en alerta crítica y hubo apagones. México carece de reservas estratégicas: su almacenamiento se limita a dos o tres días de inventario en ductos.

La estrategia presentada ayer descansa en dos pilares: elevar renovables del 24 al 38 por ciento para 2030 y más que duplicar la producción de gas, de 2 mil 300 a 5 mil 871 millones de pies cúbicos diarios. Ambos objetivos son legítimos. El problema está en los cómo.

Y hay un agravante que la presentación minimizó: la demanda no se quedará quieta.

El gobierno prevé incorporar siete plantas de ciclo combinado entre 2026 y 2027, cinco más después, y elevar la producción de fertilizantes y petroquímicos. La demanda crecería 30 por ciento al cierre del sexenio. Aun cumpliendo la meta, México seguirá importando volúmenes considerables. La soberanía gasera total no está en el horizonte; lo que puede lograrse es reducir la vulnerabilidad. Conviene no confundir una cosa con la otra.

El pilar renovable es el más realista. México tiene un recurso solar envidiable y la meta es alcanzable si se destraban cuellos de botella regulatorios. Pero las renovables no sustituyen al gas como respaldo; moderan el crecimiento de su demanda.

El pilar gasero es donde el plan se vuelve audaz. Los recursos prospectivos —83 mil millones de pies cúbicos en convencionales y 141 mil millones en no convencionales— son geológicamente reales, pero recurso prospectivo no es reserva probada ni producción comercial. La explotación masiva de yacimientos no convencionales tardará tres a cuatro años en rendir frutos.

México ya recorrió parte de este camino. Entre 2010 y 2013, Pemex perforó al menos seis pozos en la extensión mexicana de Eagle Ford, en Coahuila: apenas dos alcanzaron producción comercial, con flujos muy inferiores a los del lado texano. Pemex reconoció que sus trabajos equivalían a lo hecho en Estados Unidos 20 años antes. En 2017 se abrió Burgos a la inversión privada, pero la producción ya había caído 32 por ciento. Después, el sexenio anterior congeló todo. Lo que se presenta hoy no parte de cero, pero tampoco de una base sólida.

Y aquí el dato político más relevante: aunque la presidenta y otros funcionarios no usaron abiertamente la palabra fracking, la realidad es que la perforación horizontal con recursos hidraúlicos es opción.

Lo que hasta febrero era un “tema en análisis”, hoy es decisión tomada, condicionada a que un comité científico —que lleva cuatro meses trabajando y se presentará la próxima semana— valide tecnologías de menor impacto.

El giro es notable, pero la técnica no cambia por decreto. El gas Henry Hub de Norteamérica ronda 4 a 4.30 dólares por millón de BTU. Producir gas no convencional en México costaría bastante más: los pozos de Pemex en Burgos costaron entre 11 y 12 millones de dólares cada uno, muy por encima de los texanos. Y la reutilización de agua que el gobierno plantea como solución ambiental sigue siendo económicamente onerosa.

Los farm-outs con los que Pemex busca coinversión privada dependerán de la certeza jurídica, difusa tras la reforma de 2024 y ante la revisión del T-MEC.

El cambio de rumbo es bienvenido. Después de un sexenio que trató al fracking como palabra prohibida mientras se profundizaba la dependencia del gas texano —producido, irónicamente, con esa misma técnica—, la honestidad del nuevo diagnóstico tiene mérito. Pero duplicar la producción en cinco años requiere capital masivo, transparencia y la humildad de reconocer que Pemex necesita socios.

México tiene el recurso bajo sus pies. La pregunta no es geológica, es institucional. Y la respuesta se medirá no en presentaciones, sino en pies cúbicos.