¿En México realmente tenemos una estrategia para el manejo y contar, en forma continua, con petróleo crudo para refinerías y exportación?
La respuesta es sí, pero no el suficiente para la actualidad de comercialización que requerimos.
Parte de la historia empezó en 1986 con la perforación de pozos en domos salinos para el almacenamiento de crudo, y concluyó en 2019 con la autorización y realización de un proyecto en la región sur para el manejo del crudo proveniente de la sonda de Campeche y terrestre de la región sur. Todo ello conforma los ductos y centros de almacenamiento que dan soporte a México para el manejo de crudo ante contingencias y adecuación de la mezcla de exportación.
Lo anterior puede verse en el acuerdo con el Permiso de Transporte por Ducto de Petróleo Núm. P/22086/TRA/DUC/2019, el cual indica que será utilizado para llevar a cabo la actividad de trasporte de petróleo por medio de ductos de acceso abierto, ello con el objetivo de manejar la producción de petróleo para el sistema de transporte Aceite Terrestre Sur, de conformidad con la resolución número RES/113/2019, emitida por la Comisión Reguladora de Energía el 30 de enero de 2019.
Este galimatías consiste en la recepción, el transporte y entrega de petróleo por medio del sistema de acceso abierto denominado Aceite Terrestre Sur (el permiso), el cual está conformado por 28 oleoductos que transportan la producción de crudo pesado y ligero y que se recibe de la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) y de las asignaciones de los campos terrestres del Bloque Sur. De ahí, hacia los puntos de entrega: Estación Nuevo Teapa y Terminal de Almacenamiento y Servicios Portuarios Pajaritos (TASP Pajaritos).
El permiso atraviesa los estados de Veracruz, Chiapas y Tabasco, con una longitud total de 827,980 kilómetros como resultado de la suma de los ductos que lo conforman.
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Asimismo, el sistema cuenta con infraestructura consustancial para la prestación del servicio de transporte, ubicada en las instalaciones denominadas Centro de Almacenamiento Estratégico (CAE) Tuzandépetl, Centro Comercializador de Crudo (CCC) Palomas y la Central de Rebombeo (CR) Cárdenas.
CAE Tuzandépetl (CAET) tiene 12 cavidades (dos cavidades están fuera de operación) para resguardo de petróleo crudo (capacidad: 7,100 mb) en forma temporal y cuya utilidad se origina por las siguientes situaciones: cierre de terminales de exportación por condiciones climatológicas, retraso en el arribo de buque tanques, apoyo en la distribución de crudo al interior del país y para la exportación, apoyo al mantenimiento de instalaciones superficiales y de proceso, o en caso de accidente en instalaciones superficiales del sistema integral producción, en la distribución o proceso. Ante ello, CCC Palomas envía o recibe los diferentes tipos de crudo al CAET, que cuenta actualmente con tres oleoductos para crudo.
El CCC Palomas es una instalación estratégica clasificada como triple “A” (de acuerdo con el orden de importancia por parte de Pemex). Cualquier afectación o interrupción de su proceso de operación normal representa un riesgo desestabilizador directo o inmediato para la seguridad de la nación y forma parte del sistema que hace posible la realización de las actividades de distribución. Tiene como finalidad mezclar, medir, distribuir y comercializar los crudos maya, istmo y olmeca recibidos de las zonas productoras de la Región Sur y Marina. Los volúmenes de crudo fluctúan entre valores mínimos y máximos en función del programa diario de distribución que se le asigne.
El sistema en general tiene como finalidad la recolección de crudo de los distintos centros de proceso para transporte, acondicionamiento, medición en el CCC Palomas y su posterior envío a los puntos de entrega EB Nuevo Teapa, TM Pajaritos y CAE Tuzandépetl.
Se estima que el 52 por ciento de la producción total del país se maneja en estas instalaciones.
Así, podemos concluir que actualmente en México tenemos alrededor de 18 millones de barriles de capacidad de almacenamiento, entre domos salinos, terminales marítimas, barcos de procesamiento y en refinerías. La utilización actualmente está alrededor del 30 por ciento de la capacidad.
Se requiere, dentro del plan de la nación, tener reservas estratégicas propias y no de Pemex, debido a que estas reservas ayudan a quien las tiene para contrarrestar una interrupción en los suministros comerciales de petróleo que podrían amenazar la economía. El almacenamiento de petróleo en cavernas creadas artificialmente en las profundidades de la sal dura como una roca cuesta históricamente alrededor de 3.50 pesos por barril en costos de capital.
En el mundo hay una capacidad de alrededor de 4,600 millones de barriles que fue el pico máximo que se tuvo en 2016. Estados Unidos tiene actualmente 636.1 mb en reservas estratégicas (SPR). A escala continental, América solo contabiliza a Estados Unidos; a México no debido a que lo suyo es parte de un proceso para el manejo de crudo para distribución y acondicionamiento.
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Cabe mencionar que el centro de almacenamiento en CAE Tuzandépetl es parte integral del proyecto del manejo de crudo en la región sur aprobado en 2019 por la CRE para Pemex, y la nación no tiene el control y decisión en caso de tener alguna interrupción.
Se requiere realizar la inversión necesaria para tener almacenamiento en superficie adicional a los actuales o programar la selección de domos salinos por ser un proceso de largo plazo. Se dependerá de la zona seleccionada, cuyo periodo de maduración dependerá del estudio de la geología de la formación, la perforación del pozo, inyección de agua dulce para crear la caverna, acondicionamiento o reinyección de la salmuera, inversión de infraestructura de superficie y logística.
El tiempo para realizar una caverna va de los cinco a los diez años, desde la adquisición del terreno hasta su puesta en operación.
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Ramses Pech es analista y asesor de la industria energética y en economía.
