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Con la colaboración del Observatorio Ciudadano de la Energía
Evolución de la oferta de gas seco
Como vimos en la primera parte de este trabajo, la producción de gas natural de Pemex se ubica en niveles muy inferiores a los registrados en 2009-2011 y una gran parte del gas asociado viene con un alto contenido de nitrógeno, lo que dificulta su procesamiento en los Centros de Procesamiento de Gas (CPG), por lo que ha sido necesario reinyectar volúmenes crecientes de gas a los yacimientos, o bien, quemarlos en la atmósfera.
Desde el punto de vista de los CPG de Pemex, se registran niveles de proceso bajo a muy bajo en la mayoría de ellos, así como la utilización de procesos como el fraccionamiento y el de azufre en niveles históricamente bajos. Lo anterior porque la producción de crudo se ha estabilizado y ha dejado de caer, pero la producción de gas seco de campos que es susceptible de ser enviada a proceso ha seguido disminuyendo. Los primeros meses de este año se observa un pequeño repunte.
La producción de gas seco es la resultante de la oferta de gas húmedo a los centros de procesamiento de gas anteriormente mostrada, menos la extracción de gases ácidos, líquidos y autoconsumos.
A esta producción hay que sumarle el gas seco que se inyecta a la red de gasoductos directamente de los campos productores, así como el etano separado en los CPG que se reinyecta al gasoducto.
El etano enviado a ductos prácticamente se ha reducido a cero como consecuencia del déficit de etano de producción nacional que se requiere para la operación de los Complejos Petroquímicos de Pemex y del sector privado.
Para determinar la disponibilidad de gas natural para atender la demanda nacional, a la producción de gas seco hay que restarle el gas que se regresa a las plataformas marinas, para ser utilizado por PEP como bombeo neumático para la extracción de crudo.
El volumen de gas seco que se inyecta a la red nacional de gasoductos se ha ido reduciendo año con año y, al día de hoy, apenas es suficiente para atender la demanda del Sistema Nacional de Refinación y de los Complejos Petroquímicos de Petróleos Mexicanos. El balance neto de gas de Pemex es apenas positivo.
Esta historia se puede entender mejor con el denominado punto de arbitraje, que físicamente lo que significa es el punto en donde confluye el gas nacional con el gas importado; dicho punto físico ha ido desplazándose hacia el sur con el tiempo: En los 90’s se ubicaba en Reynosa, en la siguiente década pasó de Altamira a Los Ramones y una década más tarde pasó a Cempoala y se quedó ahí hasta finales de la década pasada, pero la falta de producción de gas y un consumo propio de Pemex cada vez mayor han llevado este punto físicamente a la zona de Minatitlán.
Es decir, el gas seco que se produce nacionalmente ya no alcanza para cubrir las necesidades del país más allá de la zona de Minatitlán y La Cangrejera. A este ritmo, en un par de años va a ser necesario importar gas natural licuado (GNL) en la zona de Mina o directamente para plataformas, haciendo al país completamente dependiente del gas importado.
Con la tendencia actual, en 2023 Pemex requeriría gas importado para la operación de sus refinerías e incluso para la extracción de crudo.
Esto lleva al extremo de que algunas áreas de PEP consideren factible importar GNL directamente para sus plataformas de regiones marinas, al costo económico y de seguridad nacional que esto representa, en lugar de que se dé impulso a la industria del gas natural en México.
Evolución de la demanda
Por muchos años el gas natural y el combustóleo fueron intercambiables, en la medida en que las centrales eléctricas y las calderas industriales contaran con quemadores duales. Por lo mismo, los precios de ambos combustibles, en términos de poder calorífico, eran muy similares. En la planeación del sector se daba preferencia al uso del combustóleo para minimizar sus costos de transporte. El mercado nacional de gas nacional era prácticamente autoabastecido.
Con el desarrollo de las centrales de ciclo combinado para la generación eléctrica, ambos mercados de combustible, el del combustóleo y el del gas natural, empezaron a diferenciarse, ya que dichas centrales no pueden operar con combustóleo. Por otra parte, la irrupción a finales del siglo pasado de la tecnología de “fracking” implicó una abundancia creciente de gas natural en los EEUU, una reducción de su precio y un desacoplamiento de los precios de combustóleo y de gas natural, que hoy por hoy presentan diferenciales de 3 a 5 veces a favor del gas natural.
En la década de los 70’s y 80’s, la disponibilidad de gas natural era alta por el bajo desarrollo del mercado en México y por la relativamente alta disponibilidad, por la producción de gas en la Región Sur del país y la incipiente zona marina. Tal era la disponibilidad que se inició la exportación de gas a Estados Unidos vía el gasoducto troncal de 48 – 42” que unía los GPG de Cactus – Nuevo Pemex con la frontera, en Reynosa.
En la década de los 90’s, el mercado de gas natural en México creció rápidamente y dejamos de exportar a Estados Unidos e iniciaron las importaciones, aunque en realidad eran pequeñas, únicamente por balance.
Hacia el inicio de la década de 2010 las importaciones ya eran muy relevantes y se trabajó principalmente en incrementar los puntos de importación y la capacidad de los ductos de interconexión y de las centrales de compresión cercanas a la frontera de la Red Nacional de Gasoductos a cargo de Petróleos Mexicanos, así como la instalación de ductos adicionales de terceros con base en licitaciones públicas internacionales de reserva de capacidad convocadas por la CFE. Es también en esta década, en el 2014, como parte de la reforma energética, que se crea el CENAGAS, nueva entidad que asume la responsabilidad de administrar y operar la Red Nacional de Gasoductos que había sido desarrollada por Pemex.
La demanda de combustóleo ha sido gradualmente desplazada a lo largo de los años en todos los sectores por el gas natural, tanto por su ventaja de precio como por su menor impacto sobre la salud y sobre el medio ambiente, por lo que solo queda una demanda residual para abastecer las instalaciones industriales alejadas de los gasoductos y para la operación de las centrales eléctricas térmicas que no han sido reconvertidas a gas natural. En los próximos años la demanda seguirá creciendo, fundamentalmente en los sectores eléctrico e industrial.
Por otra parte, debido a la irrupción de la tecnología de ciclo combinado y las grandes ventajas que ésta ofrece, la interdependencia del mercado eléctrico y el del gas natural es cada vez mayor.
Como resultado de este crecimiento acelerado de la demanda de gas natural, en parte para atender la creciente demanda de energía del país y en parte para sustituir a otros combustibles fósiles, tanto en la industria y en la generación de energía eléctrica como en las propias operaciones de transformación industrial de Petróleos Mexicanos, el gas natural ocupa ya un lugar preponderante en el balance energético nacional.
De acuerdo con la información disponible en el último Balance Nacional de Energía publicado por la Secretaría de Energía, del 90% de la demanda nacional cubierta con energías fósiles, 44% corresponde al gas natural, 40% a los combustibles derivados del petróleo y 7% al carbón. El 10% restante es cubierto en un 7% por energías consideradas limpias y el 3% corresponde al consumo de leña.
Por último, es importante destacar que la creciente demanda de gas natural, impulsada por su menor costo, su mayor eficiencia en la generación eléctrica y su menor huella de carbono, ha incrementado fuertemente su presencia en la escena mundial desde finales del siglo pasado. Actualmente es el hidrocarburo con mayor crecimiento y es considerado el energético de transición hacia un futuro de energías renovables.
(Lea aquí la segunda parte de este material acerca de la industria del gas natural)
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