Gas natural en México: situación estratégica y dependiente
La relación reservas/producción es una de las más bajas entre los países productores de gas en el mundo.
Jordy Micheli *
(Artículo publicado en la edición noviembre-diciembre 2017 de la revista "Energía a Debate").
México es un país cuyo desarrollo económico depende en una gran medida del gas natural, pues representa el 41 % de la matriz de consumo de combustibles primarios, como se ve en el Cuadro 1:
A pesar de esta importancia estratégica en el modelo energético del desarrollo mexicano, la relación reservas a producción (R/P) es de 6.1 años, lo cual lo coloca entre las más bajas del mundo, y es crecientemente importador de este combustible en un proceso dependiente y correlacionado con la creciente capacidad exportadora de Estados Unidos. La relación reservas/producción son las reservas en el final de año, dividido por la producción en ese año, y significan el tiempo en años que quedan de explotación del combustible existente, si se mantiene la producción del año de referencia. La relación R/P de México es la menor de América Latina y una de las más pequeñas del mundo, comparable a las de Reino Unido, Dinamarca, Tailandia y Alemania, que se encuentran en el rango de 5.2 a 6.7.
Las reservas probadas de México eran de 1.9 billones(i) de metros cúbicos en 1995, pero en una década pasaron a 0.4 billones en 2005, nivel que ha disminuido hasta 0.3 billones en 2015. Este proceso de caída de las reservas probadas tiene una dirección opuesta a la tendencia internacional que marcó un ascenso generalizado en este aspecto.
En el cuadro siguiente se muestra la evolución mencionada. Esa información se observa en el Cuadro 2:
La producción de gas natural se ha mantenido estancada en tanto que las importaciones han ido en ascenso, con lo cual las importaciones representaban 14.3% del consumo nacional en 2005 y 36.2% en 2015. Bajo estas tendencias, en el lapso de dos décadas, la mitad del consumo de gas natural en México será producido en otro país, obviamente, en Estados Unidos, que será el abastecedor fundamental en este modelo dependiente. Tan solo en 2014 las importaciones de gas natural desde ese país representaron el 70% del total de importaciones del gas natural(ii).
En el Cuadro 3 se advierte el estancamiento de la producción nacional y la progresión de las importaciones.
La dependencia está explicitada en la prospección oficial que lleva a cabo la Secretaría de Energía: “En 2030, la demanda de gas natural se incrementará 20.3% respecto a 2015, alcanzando un volumen de 9,030.4 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), ello significará una tasa media de crecimiento anual de 1.2%”(iii).
Ahora bien, ¿cómo será cubierta esa futura demanda? El análisis gubernamental señala dos escenarios alternativos para la producción nacional del hidrocarburo:
“En el caso del escenario mínimo, se estima que la producción alcance un volumen de 2,691.8 MMpcd en el año 2030, es decir, una disminución de 51.1% respecto a 2015, y en el escenario máximo, la producción de gas alcance un volumen de 4,628.2 MMpcd en 2030, lo que representará una disminución de 15.9% respecto a 2015”.
Esta declaración va acompañada de una clara incertidumbre en las capacidades de exploración que descansa en las oportunidades que puedan ver las empresas privadas: “Para la estimación de la producción se consideraron dos componentes principales: la extracción y la exploración (?) Para determinar los perfiles de producción e inversión del componente se diseñó un modelo de estimación que incorpora la información disponible que corresponde a las oportunidades exploratorias y al razonamiento empresarial de las firmas que potencialmente desarrollarán las oportunidades”.
En suma, según esos datos, en el escenario alto de producción nacional, la importación de gas natural será de 4348.2 MMpcd, y en el escenario bajo, la importación será de 6338.6 MMpcd. Eso significaría un rango de entre 48.2% y 70.2 % de componente importado en relación a la producción nacional. La misma prospectiva señala que a partir de 2017, la totalidad de las importaciones de gas se realizarán mediante ductos, debido a la entrada de la nueva infraestructura de gasoductos en los próximos años, es decir, las importaciones solamente provendrán de Estados Unidos, y ya no de diversos países más a través de gas natural licuado (LNG), como hasta ahora.
Durante el proceso de estancamiento de la infraestructura y de la producción nacional de los últimos años tuvo lugar una transformación del precio del gas natural. Durante más de 10 años, a partir de la mitad de los años 90 del siglo pasado, el precio del gas natural fue en ascenso y el precio del LNG descendió y se le acercó, de modo de que éste fuera competitivo. Este cambio en los precios relativos indujo la importación de LNG a México y sin embargo a partir de 2008-2009 el gas natural descendió de precio mientras que el LNG aumentó. Ello desvirtuó la apuesta por el LNG y marcó una etapa perdida sin definiciones estratégicas, aunque hoy el abaratamiento del gas natural y la apertura del mercado pueden favorecer inversiones privadas en el sector de ductos de transporte de gas natural.
En el año 2030 se habrá consumado la fase acelerada de dependencia del sector clave de la transición energética hacia Estados Unidos. La demanda habrá crecido 1.2 % en promedio en 2015-2030, una tasa verdaderamente raquítica; pero las importaciones lo habrán hecho a una tasa de 2.8%. Un mercado mexicano prácticamente estancado, pero de creciente dinamismo para empresas productoras estadunidenses que suplirán a la producción nacional.
Esta dependencia ciertamente ti ene una lógica de minimización de costos: a partir de 2008, los diversos precios internacionales del gas natural empezaron a diferenciarse y el de Henry Hub, del sur de Texas, que es el precio de referencia de la molécula en México, se dirigió a la baja y se convirtió en el menor precio internacional. De un precio de 8.85 dólares por millón de BTU, ha descendido sin interrupción cada año hasta 2.60 dólares, muy por debajo de otros precios internacionales. La creciente capacidad de Estados Unidos de producción de gas shale está detrás de este abaratamiento histórico. Sin embargo, no debe perderse de vista que el costo de la molécula en México es prácticamente desconocido, ya que siempre se ha asociado, como costo de oportunidad, al gas importado del sur de Texas, por mínima que fuera la cantidad importada.
Pies de nota:
i 1 Billón =1012
ii “?en 2014, las importaciones de gas ascendieron a 2,861.1 Millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), 13.7% más respecto a 2013, de éstas, 2,004.8 MMpcd se importaron mediante ducto provenientes de Estados Unidos de América y 856.3 MMpcd fueron recibidos en las tres terminales de almacenamiento de Gas Natural Licuado. Las importaciones recibidas en estas terminales provienen principalmente de países como Perú, Trinidad y Tobago, Nigeria, Indonesia y Qatar.”, SENER, 2016, p. 34
iii Ibid., p. 46
iv Ibid, p.14
v ¿Y las exportaciones? Absolutamente mínimas: “En el caso de las exportaciones, éstas alcanzarán un volumen de 113.9 Mmpcd en 2030”, Ibid., p. 34*Investigador del Departamento de Economía de la UAM Azcapotzalco. Estudia el mercado de hidrocarburos en México desde un punto de vista regional. Ha sido consultor para PEMEX en materia de regulación. Coordina el grupo de análisis y consultoría: Observatorio de Mercados Energéticos http://oiee.azc.uam.mx/energia/ .
