Gas Natural. Combustible de transición

Propuestas para el Plan Nacional de Desarrollo

En este trabajo se presenta una síntesis de nuestras propuestas sobre Gas Natural.

Importancia del gas natural en nuestra matriz energética

El gas natural es el energético más utilizado en el país. Aporta más del 40% de la energía utilizada.

En 2023, los combustibles fósiles aportaron 83% de la energía. La energía nuclear y las energías renovables aportaron 10%, la madera y el gas quemado a la atmósfera aportaron 7%.

Si se desglosa la contribución de los combustibles fósiles, el gas natural aportó 41%; los combustibles líquidos, gas LP, gasolina, turbosina y diésel, aportaron 35%, y el carbón, el coque y el combustóleo aportaron 7%.

El gas natural ha desplazado a los demás combustibles fósiles en los sectores de la economía que demandan mayor consumo de energía. Es el combustible principal para todas las operaciones de la industria petrolera, para la generación de electricidad y para el sector industrial.

Los combustibles líquidos se utilizan principalmente en el transporte y, en mucho menor escala, en el sector agrícola y en los sectores doméstico y comercial.

Mientras que en la última década la demanda de gas natural se ha incrementado en 38%, la demanda de combustibles líquidos se ha incrementado 12%.

Producción y disponibilidad de Gas Natural

La producción de gas asociado libre de N2 ha caído en 34%. El contenido promedio de N2 en el gas asociado se ha incrementado hasta un 45%, lo que dificulta su procesamiento.

Los nuevos desarrollos de Ixachi y Quesqui permitieron recuperar el nivel de producción de gas no asociado. Sin embargo, por falta de capacidad de procesamiento, la mayor parte del gas producido en estos dos desarrollos se envía a quemadores de campo.

El 46% del gas natural producido es consumido por Pemex Exploración Producción (PEP) o es quemado a la atmósfera.

De acuerdo con el Balance Nacional de Energía 2024, en 2023 PEP consumió 28% del gas natural que produjo, envío 18% a quemadores de campo, y tan solo el 54% restante lo envió a proceso o lo inyectó directamente a los gasoductos.

Producción y disponibilidad de Gas Seco

La producción de gas seco cayó en 50% entre 2012 y 2021 se ha estabilizado en los últimos años.

Pemex es el principal usuario del gas seco producido. Además del autoconsumo de gas natural, Pemex consume el 68% del gas seco producido.

El gas disponible para venta a terceros apenas alcanza para suministrar menos del 10% de la demanda.

Más de 90% del gas seco utilizado en el país para la generación de energía eléctrica y para la operación de la industria nacional, es gas importado.

Incumplimiento de Normas Ambientales

Un tema importante de resaltar es que ninguno de los Complejos de Procesamiento de Gas (CPG) está cumpliendo con la NOM-137-SEMARNAT-2013 que establece que se debe controlar la emisión de SO2 a la atmósfera. Esto se debe a que la gran mayoría de las plantas recuperadoras de azufre de los CPG se encuentran fuera de operación, por falta de mantenimiento. (Por cierto, lo mismo ocurre con las seis refinerías que se encuentran en operación).

Se estima que los tres principales CPG del Sureste, Cactus, Nuevo Pemex y Cd. Pemex, están emitiendo más de 800 ton/día de óxidos de azufre a la atmósfera.

Limitaciones de la infraestructura existente para transporte y almacenamiento

El sistema nacional de transporte consta de dos redes que tienen muy pocas interconexiones entre sí, la Red Nacional de Transporte que fue desarrollada por Petróleos Mexicanos y actualmente opera el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y la que conforman los gasoductos privados, la mayoría de ellos construidos al amparo de las licitaciones de compra de capacidad emitidas por la CFE.

Existen muy pocas interconexiones entre ambas redes, lo que limita su flexibilidad e incrementa el riesgo de desabasto ante un posible accidente catastrófico en alguno de los gasoductos principales.

Por otra parte, no existe en el país ningún sistema de almacenamiento de gas, más allá de la limitada capacidad que aportan las dos terminales de regasificación de GNL de Altamira y de Manzanillo.

I.- Propuestas para asegurar el suministro de gas natural durante la transición energética

1.- Producción y procesamiento de gas

• Reducir la quema de gas a la atmósfera.
  • Instalar las plantas de procesamiento de gas que son necesarias para aprovechar el gas de Ixachi y Quesqui que hoy se está quemando a la atmósfera.
  • Instalar plantas de rechazo de nitrógeno en Cactus y Nuevo Pemex para procesar las corrientes de gas asociado con alto contenido de nitrógeno que hoy se están quemando a la atmósfera.
  • Analizar la conveniencia de instalar en el CPG de Cd. Pemex una planta de rechazo de nitrógeno de absorción, para ser utilizada como preparadora de carga de la planta criogénica existente.
• Rehabilitar las plantas de recuperación de azufre de los Centros de Procesamiento de Gas (CPG), particularmente las de Cactus y Nuevo Pemex.
• Incrementar la producción de gas natural no asociado. En particular,
  • Incrementar la producción de gas en el campo de Burgos.
  • Suspender la producción de crudo en el campo prácticamente agotado de Cantarell, ya que consume más energía de la que produce, y empezar a explotar el gas del casquete.
  • Analizar la conveniencia de explotar los yacimientos no convencionales de gas con alto contenido de aceite ligero del área de Tampico-Misantla y de Veracruz.

2.- Infraestructura de transporte y almacenamiento

• Incrementar el número de interconexiones entre la red de CENAGAS con los gasoductos privados cuya capacidad fue contrata por la CFE, en:
  • El Encino, Chi.;
  • La Laguna, Dgo.,
  • Villa de Reyes, S.L.P., y
  • Apaseo el Alto, Gto.
• Instalar un sistema de almacenamiento operativo en las cavernas de sal de la región de Tuzandepetl, de alta capacidad de respuesta.
  • Su costo podrá repercutirse en la tarifa fija que pagan todos los usuarios del CENAGAS.
• Instalar un sistema de almacenamiento estratégico, de alta capacidad, en los yacimientos agotados del campo JAF o del campo Brasil, para almacenar gas en la temporada de verano, cuando el precio es bajo, y extraerlo en el invierno, cuando el precio es alto.
  • El principal beneficiario sería la CFE, que es el mayor consumidor de gas natural importado.
• Extender la red nacional de transporte a aquellos estados y regiones en los que se tiene contemplado desarrollar nuevos parques industriales, instalar nuevas centrales eléctricas y, en general, promover su desarrollo.

3.- Plan Nacional para el Gas Natural

Por la importancia que tiene el gas natural en nuestra matriz energética, consideramos esencial contar con un Plan Nacional de Gas Natural que contemple una visión de largo plazo y establezca las metas a alcanzar para transitar hacia una matriz energética sustentable y cumplir con nuestros compromisos nacionales e internacionales para combatir el cambio climático y que contenga:

• un claro diagnóstico de la problemática actual que tiene el gas natural en nuestro pais y las medidas que son necesarias en el corto plazo para enfrentarla,
• las estrategias necesarias para reducir nuestra creciente dependencia del gas natural y, eventualmente, sustituirlo por energías limpias.

A continuación, me referiré a las medidas que proponemos para ser incluidas en dicho Plan para lograr una transición gradual hacia una matriz energética sustentable.

II.- Propuestas para lograr una transición gradual hacia una matriz energética sustentable

1.- Eficiencia de las operaciones de Pemex

Las medidas necesarias para incrementar la eficiencia de las operaciones de Pemex representan las mayores áreas de oportunidad para reducir el consumo de combustibles fósiles en nuestro país.

• Implementar las medidas de ahorro y uso eficiente de energía, que han sido identificadas con apoyo del IMP, tanto en las operaciones de producción de petróleo y gas como en las refinerías, complejos de procesamiento de gas y complejos petroquímicos. En particular:
  • Modificar los sistemas de precalentamiento de crudo en las plantas primarias del sistema de refinación, que son altamente ineficientes y consumen una gran cantidad de energía.
  • Modernizar las plantas criogénicas de los CPG, para reducir el consumo de energía e incrementar la recuperación de etano, materia prima esencial para el rescate de la petroquímica de Pemex.
  • Analizar la conveniencia de reemplazar los turbogeneradores, turbocompresores y turbobombas utilizados en las operaciones de producción costa afuera, por motores de corriente directa, utilizando energía eléctrica generada en las plataformas marinas, con generadores eólicos y/o en tierra, instalando en la central de Atasta una planta de cogeneración.

• Implementar las medidas de ahorro y uso eficiente de energía, que han sido identificadas con apoyo del IMP, tanto en las operaciones de producción de petróleo y gas como en las refinerías, complejos de procesamiento de gas y complejos petroquímicos. En particular:
  • Modificar los sistemas de precalentamiento de crudo en las plantas primarias del sistema de refinación, que son altamente ineficientes y consumen una gran cantidad de energía.
  • Modernizar las plantas criogénicas de los CPG, para reducir el consumo de energía e incrementar la recuperación de etano, materia prima esencial para el rescate de la petroquímica de Pemex.

• Analizar la conveniencia de reemplazar los turbogeneradores, turbocompresores y turbobombas utilizados en las operaciones de producción costa afuera, por motores de corriente directa, utilizando energía eléctrica generada en las plataformas marinas, con generadores eólicos y/o en tierra, instalando en la central de Atasta una planta de cogeneración.

2.- Sector eléctrico

Los retos del sector eléctrico son diferentes.

En ausencia de medidas de política pública, el sector eléctrico seguirá incrementando su dependencia sobre el gas natural.

• En el corto plazo, reemplazar las centrales de carbón y combustóleo, así como las viejas centrales térmicas de vapor, por centrales eficientes de ciclo combinado.
• Lograr la generación de energía eléctrica con tecnologías renovables de viento y sol, hasta un máximo de entre 30 y 40%, a pesar de su desventaja de variabilidad, bajo factor de planta y ausencia de capacidades de regulación.
• Restablecer el programa de construcción de aproximadamente 10,000 MW de hidroeléctricas, que se le canceló a la CFE con la reforma de 2013, y que incluye varios proyectos de almacenamiento de energía por rebombeo.
  • Las centrales hidroeléctricas son ideales para almacenar energía y para compensar la carga variable de las renovables de viento y sol, son de respuesta rápida y de bajos costos de mantenimiento.

• Reiniciar un programa de construcción de varios miles de MW de centrales geo-termoeléctricas.
  • Estas centrales son de muy alto factor de planta, superior a 90%, son ideales para la carga base y pueden aportar regulación al sistema.
• Emprender un programa de construcción de no menos de 20,000 MW de centrales nucleoeléctricas para ser instalados en los próximos dos decenios.

3.- Transporte

La transición del sector transporte es un requisito indispensable para reducir el consumo de combustibles líquidos.

El desplazamiento de motores de combustión interna por vehículos recargables incrementará la demanda de electricidad.

• Emprender un ambicioso programa nacional de masificación del transporte, tanto de pasajeros, como de carga, local, regional y de larga distancia.
  • Es uno de los puntos más importantes de la transición energética.
• Acelerar la sustitución de automóviles con motores de combustión interna por automóviles híbridos y eléctricos.
• Impulsar la sustitución del diésel por gas natural en los equipos de transporte pesado de carga y, eventualmente, por hidrógeno verde.

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