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Opinión | ¿Dónde quedó el gas natural en México?



 

A escala mundial, el precio del barril en promedio cayó, de diciembre a abril, de 70 a 80 por ciento, y el gas natural, de 20 a 30 por ciento, pese a que este último es un mercado estable de transacciones de contratos.

Este cambio probablemente conducirá a un mercado global de gas natural más integrado, pues para el año 2035 se tiene contemplado el crecimiento de la demanda ante un aplanamiento en el crudo, el cual será motivado por la transición y transformación de materias primas de bajo costo que generen una mayor cantidad de energía en forma infinita.

De acuerdo con información del Sistema de Información Energética de la Secretaría de Energía (Sener) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en México, descartando el nitrógeno en la corriente de gas, se tiene una producción en promedio de 3,897 MMPCD (millones de pies cúbicos estándar por día); de estos, Pemex tiene alrededor de 3,842 MMPCD (Asignación, Migración y Asociaciones) y 56 MMPCD por medio de rondas. De estos, 74 por ciento es por gas asociados y 26 por ciento, no asociado.

En México, la demanda que tenemos fluctúa alrededor de 7,600 a 7,700 MMPCD, de los cuales, el 33 por ciento es cubierto por la producción nacional y 66 por ciento, por importación. En el TMEC, el gas natural tiene 0 por ciento de arancel y las importaciones de gas natural de 2019 y 2020 (desde Estados Unidos) han permitido compensar la disminución de la producción nacional. El gas seco puede usarse en forma directa para la parte de generación de electricidad y poder calorífico de la industria. Este tipo de gas se transporta por ductos; por la comprensión realizada para su movimiento dentro de los ductos, se evita tener la menor cantidad de líquidos para que no pierda propiedades al ser utilizado. Mientras, uno de los mayores usos del gas húmedo es en las petroquímicas por los tipos de líquidos que lo acompañan y que pueden crear un mayor número de reacciones químicas para tener mayores productos que la sociedad utiliza en forma cotidiana. Pese a todo, en México la petroquímica esta olvidada. 

Ante esta situación, ¿por qué seguimos invirtiendo en crudo cuanto la tendencia mundial está indicando que se cambiará a una mayor utilización de petroquímicas y generación de electricidad con gas natural? ¿Cuál es el plan de México para dar continuidad? Estamos descuidando este negocio, que hemos declarado marginal, y estamos infinitamente atrasados en explotación, almacenamiento y, sobre todo, su aprovechamiento. 

Un ejemplo de este desinterés es la Cuenca de Burgos, que ha sido una importante fuente de suministro de energéticos y materia prima para su zona de influencia, y donde destaca el gas natural, tanto seco como húmedo, y condensado. De estos solamente el gas natural seco tiene un uso directo como energético, el resto debe pasar por un proceso para obtener productos comercializables de mayor valor agregado.

EL MAYOR PRODUCTOR DE GAS NO ASOCIADO

De acuerdo con información del formato F-20, emitido por Pemex en 2019, el proyecto de Burgos es el mayor productor de gas no asociado en México. El propósito del proyecto es permitirnos cumplir un aumento de la demanda interna de gas natural. Los campos en Burgos representaron el 11.8 por ciento de nuestra producción total de gas natural y hay 2,626 pozos produciendo un promedio de 567.6 millones de pies cúbicos por día de gas natural. 

Los campos más importantes son: Nejo, Arcabuz-Culebra, Cuitláhuac, Cuervito, Velero y Santa Anita, que en conjunto produjeron el 56.8 por ciento de la producción total de Burgos. Las reservas probadas aumentaron en 5.9 millones de barriles de petróleo, principalmente debido al mantenimiento de la producción de ciertos campos en el proyecto.

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Existe en esta región el único centro de procesamiento en la zona, el Complejo Procesador de Burgos (CPG Burgos). Esta instalación contiene nueve plantas que en 2019 produjeron 375.5 millones de pies cúbicos por día de gas seco; 8,0000 barriles por día de gas licuado y 8,800 barriles por día de nafta. El CPG Burgos inició operaciones en 2004, con una inversión total aproximada de 580 millones de dólares. Cuenta con una capacidad instalada para procesar 1,200 millones de pies cúbicos diarios de gas natural en 6 módulos de 200 millones de pies cúbicos cada uno (utilizada hoy día alrededor del 35 por ciento y su límite de operación es de 350 MMPCD) y 18 MBD de condensado dulce en tres fraccionadoras. Con ello, este complejo representa el 30 por ciento de la capacidad de procesamiento de gas del país.

El proyecto se encuentra alineado al Planteamiento Estratégico Institucional y el Plan de Negocios de Pemex (2019-2023) en lo referente a diseñar e implementar esquemas de ejecución para atraer inversión privada y alcanzar las metas establecidas en dicho plan. 

Si se dejara de invertir en la zona y, por tanto, se dejara de explotar los yacimientos de gas, se verían afectadas las reservas de hidrocarburos a corto plazo, lo cual afectaría el valor técnico-económico.

El activo tiene influencia económica en 39 municipios de tres estados de la republica (Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila), en los cuales una gran parte de los ingresos de la población dependen directamente de la industria petrolera. En caso de dejar de invertir en los proyectos del activo se tendría una gran afectación socioeconómica.

La Cuenca de Burgos no puede dejar de invertir ante un precio estable del gas natural en el futuro y dejar de aprovechar el activo de procesar gas. No sería lo más conveniente.

Ramses Pech es analista y asesor de la industria energética y en economía.

 

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