El auge del shale en Estados Unidos no solo transformó los mercados energéticos globales. También abrió uno de los procesos más importantes de adaptación tecnológica y regulatoria en la historia reciente de la política energética.
La técnica que permitió desbloquear los recursos de shale o fracturación hidráulica generó desde sus inicios un intenso escrutinio público. Organizaciones ambientales, comunidades locales y autoridades regulatorias, incluida la Environmental Protection Agency, comenzaron a evaluar los riesgos asociados a una tecnología que, en pocos años, pasó a utilizarse en miles de pozos a lo largo de Estados Unidos.
Comprender ese proceso requiere entender primero, al menos de forma básica, cómo funciona la producción de hidrocarburos en formaciones de lutitas.
A diferencia de los yacimientos convencionales, donde el petróleo y el gas se acumulan en rocas porosas, las lutitas son formaciones extremadamente compactas. Los hidrocarburos quedan atrapados en los poros microscópicos de la roca y no pueden fluir naturalmente hacia un pozo.
Para liberarlos, la industria desarrolló un proceso que combina dos tecnologías. La primera es la perforación horizontal, que permite que un pozo se extienda varios kilómetros dentro de la formación geológica. La segunda es la fracturación hidráulica, que consiste en inyectar agua, arena y pequeñas cantidades de aditivos químicos a alta presión para crear microfracturas en la roca. Estas fracturas permiten que el petróleo o el gas atrapados puedan desplazarse hacia el pozo.
La rápida expansión de esta tecnología a partir de finales de los años 2000 obligó a enfrentar una serie de riesgos ambientales asociados a su operación.
Uno de los temas más discutidos fue el uso intensivo de agua. Un solo pozo de shale puede requerir entre 10 y 20 millones de litros de agua durante el proceso de fracturación. En regiones con estrés hídrico, este volumen planteó preguntas sobre la gestión de recursos hídricos y la disposición del agua utilizada en el proceso.
Otro aspecto relevante ha sido la integridad de los pozos. Aunque la fracturación ocurre generalmente a profundidades muy por debajo de los acuíferos de agua potable, algunos incidentes documentados en los primeros años del boom shale estuvieron asociados a fallas en la cementación de las tuberías o en el diseño de los pozos.
Un tercer tema que ganó importancia fue el de las emisiones de metano. El metano es el principal componente del gas natural y también un potente gas de efecto invernadero. Fugas en válvulas, compresores o sistemas de transporte pueden liberar metano a la atmósfera, lo que ha llevado a un creciente escrutinio sobre las emisiones de la industria. Según estimaciones de la International Energy Agency en el Global Methane Tracker, el sector energético es responsable de alrededor del 40% de las emisiones globales de metano asociadas a actividades humanas, aunque la misma agencia señala que cerca del 75% de estas emisiones podrían reducirse con tecnologías ya disponibles.
Finalmente, en algunos estados productores surgió otro desafío inesperado. En lugares como Oklahoma, el incremento de la actividad sísmica se vinculó con la reinyección de aguas residuales provenientes de la producción de petróleo y gas en pozos profundos.
Lejos de detener el desarrollo del shale, estos desafíos han impulsado un proceso de adaptación tecnológica y regulatoria.
En el plano tecnológico, la industria comenzó a desarrollar métodos más eficientes de gestión del agua. En varias cuencas productoras se ha extendido el reciclaje del agua utilizada en la fracturación, reduciendo la necesidad de nuevas extracciones. También se han desarrollado sistemas más avanzados de monitoreo para detectar fugas de metano y mejorar la integridad de los pozos.
La digitalización también ha comenzado a desempeñar un papel importante. Sensores instalados en equipos y sistemas de monitoreo remoto permiten detectar anomalías en la operación y responder con mayor rapidez ante posibles fallas.
En paralelo, en algunos países los reguladores han avanzado en la introducción de estándares ambientales más estrictos. En particular, en Estados Unidos, las agencias estatales y federales han desarrollado marcos regulatorios más rigurosos para la construcción de pozos, la gestión de aguas residuales y el monitoreo de emisiones de metano.
Este proceso refleja una característica más amplia del nuevo ciclo energético. A medida que las economías dependen cada vez más de sistemas productivos complejos —infraestructura energética, cadenas logísticas y tecnologías avanzadas— la gestión de riesgos ambientales se convierte en una parte integral del diseño institucional.
En Estados Unidos, la expansión del gas natural también ha tenido implicaciones relevantes para el sistema eléctrico. El gas emite aproximadamente la mitad del dióxido de carbono que el carbón cuando se utiliza para generar electricidad, lo que ha llevado a algunos analistas a considerarlo un combustible de transición. La International Energy Agency identifica la sustitución de carbón por gas como uno de los factores que contribuyeron a la reducción de emisiones del sector eléctrico estadounidense en las últimas dos décadas.
Al mismo tiempo, el desarrollo del shale ha tenido implicaciones energéticas que van mucho más allá de Estados Unidos. Hoy, el país produce cerca de una quinta parte del gas natural del mundo, según estimaciones de la International Energy Agency, una transformación que ha redefinido el comercio internacional de gas y la seguridad energética de varias regiones.
En última instancia, la experiencia del shale muestra que el desarrollo de nuevas tecnologías energéticas no elimina los riesgos ambientales, pero sí obliga a desarrollar instituciones capaces de gestionarlos. En ese sentido, el verdadero desafío del nuevo ciclo económico en el sector de energía no consiste únicamente en aumentar la generación de energía, sino en construir los marcos regulatorios y tecnológicos que permitan hacerlo de manera responsable y sostenible.
*El autor es Secretario de Administración y Finanzas de la Ciudad de México
