La revolución del gas shale en Texas para México

Estimado lector, con las reformas al sector eléctrico en 1992 y del gas natural en 1995, que dieron pie a un proceso en el cual gracias también a una política orientada a generar electricidad vía fuentes más amigables con el medio ambiente, el gas se ha convertido en el combustible fósil más importante en México. En gran medida, las semillas regulatorias sembradas desde hace más de dos décadas y los cambios constitucionales en 2013-2014 ayudan a entender el origen y evolución de la gasificación que México hoy experimenta.

En el marco de la larga transición política, el debate en torno al gas natural ha adquirido relevancia y esto obedece a que la expansión del consumo no ha sido acompañada por una mayor producción nacional, especialmente en los últimos años, lo que ha resultado en crecientes importaciones para satisfacer la demanda. Estimaciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos señalan que, al descontar las necesidades de PEMEX, las actividades productivas del país (incluyendo la generación de energía eléctrica y manufacturas) dependen de gas importado en un 88 por ciento. Para observadores del sector energético, esta cifra es aún más perturbadora dado que la mayoría proviene de Estados Unidos. Así, la administración saliente deja tras de sí un mercado de gas natural vulnerable ante posibles escenarios donde el suministro pudiese sufrir interrupciones y/o fluctuaciones de precios.

“…la administración saliente deja tras de sí un mercado de gas natural vulnerable ante posibles escenarios…”

No es sorpresa que, a la luz de dicho debate, se esté prestando atención principalmente a los riesgos y conveniencia de desarrollar las reservas no convencionales de hidrocarburos, consideradas como una opción para que la producción doméstica se expanda y así menguar el peso de las importaciones. Hay argumentos válidos en las posturas expresadas a favor o en contra de extraer gas shale en el país; no obstante, es preciso ir más allá y no dejar al margen lo que sucede en Texas, vecino y principal proveedor de México, donde los avances tecnológicos han incitado un crecimiento extraordinario en la producción de gas y crudo.

En cuanto a crudo, se espera que Texas se convierta pronto en el tercer productor más grande del mundo, solo detrás de Arabia Saudita y Rusia. Mucho de ello se debe a lo prolífico de la cuenca de Permian al oeste del estado texano, cuyo volumen de extracción crecerá de 3.3 millones de barriles diarios (MMbd) en 2018 a 3.9 MMbd en 2019.

Del mismo modo, el desarrollo de la producción de gas shale en Texas ha sido extraordinario. Tan solo en lo que va de esta década, el volumen se expandió de 6,309 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) en 2010 a 15,512 MMpcd en 2017. La fortuna de México, como sabemos, fue en la dirección contraria, en el mismo periodo la producción se redujo de 4,930 a 3,052 MMpcd. Al expresar dichas cifras en términos relativos, se desnuda una trayectoria divergente a ambos lados de la frontera: la producción de gas seco en México fue equivalente al 19.67 por ciento de la producción de gas shale en Texas en 2017 (un deterioro sustancial frente al 78.14 por ciento registrado en 2010). Y en comparación con la producción total de gas shale en Estados Unidos, el volumen de gas seco producido en México en 2017 fue equivalente al 5.86 por ciento.

Las cifras arriba señaladas no revelan del todo la dimensión de la revolución del gas shale en Texas y Estados Unidos en general. La abundante disponibilidad de gas natural ha ocasionado que los precios locales sean relativamente bajos y dicho contexto ha desencadenado, entre otras cosas, una ola de inversiones en terminales para exportar gas natural licuado y en plantas petroquímicas en Estados Unidos, principalmente en la costa del Golfo de México. El punto es que para el México posterior a 2018, los precios del gas natural y las inversiones arriba mencionadas podrían tener consecuencias que hoy se deben reflexionar.

Trataré de ser lo más claro posible:

Más de la mitad de la energía eléctrica en México se produce con gas natural. Para que los usuarios puedan tener acceso a tarifas relativamente bajas, una de las condiciones es que los generadores tengan la posibilidad de adquirir gas natural a un precio competitivo. Hoy en día eso es posible gracias a la conectividad vía gasoductos con el sur de Estados Unidos, pero esa ventaja podría verse afectada en unos años. En la costa estadunidense del Golfo de México hay solo una terminal que exporta gas natural licuado y que tiene una capacidad de 2.8 billones de pies cúbicos diarios (bpcd), pero hay cuatro más en construcción y otras cuatro han recibido la aprobación del regulador. Cuando las cuatro terminales en construcción entren en operación, la capacidad de exportación desde dicha costa crecerá hasta los 10.58 bpcd; sumando las cuatro que han recibido aprobación, el volumen asciende a 17.37 bpcd. Con ello se anticipa que, ante mayores exportaciones y una creciente demanda nacional, los precios de gas natural en Estados Unidos estén presionados al alza durante la siguiente década. Este es un escenario que México, siendo enormemente dependiente del gas natural importado desde el sur de Estados Unidos, no debe ignorar al diseñar e instrumentar políticas públicas. Si esta coyuntura llega a materializarse, la pregunta sería si México habrá diversificado el origen del gas natural que para entonces consuma.

Algo similar ocurre con la industria petroquímica. En México, la gasificación ha estado mayormente orientada a satisfacer las necesidades del sector eléctrico y ha dejado de lado el desarrollo de la industria petroquímica. No es el caso en Estados Unidos. Debido a la disponibilidad de gas shale existen 330 proyectos en marcha con una inversión que asciende a 202 mil millones de dólares.

A manera de ser más específico, es el etano proveniente de Texas la molécula que está transformando la costa estadunidense del Golfo de México, a donde se estima que han llegado inversiones de alrededor de 140 mil millones de dólares para expandir y construir plantas para producir etileno y derivados como el polietileno y el propileno.

Para la división petroquímica de Petróleos Mexicanos, el etileno es la cadena de valor más importante. Como otras áreas de la empresa, también ha visto su producción colapsar en los últimos años. Con la excepción del proyecto Etileno XXI en el sur de Veracruz, el país no ha podido establecer puentes entre la agresiva estrategia en torno al gas natural (que debería también favorecer el suministro de etano) y el desarrollo de la industria petroquímica tanto privada como la estatal.

“Los riesgos para México son desaprovechar la ventaja que da ser parte de la región del mundo con un abundante suministro de gas natural…”

Ante la perspectiva de producción de gas natural en México, la pregunta es si las inversiones petroquímicas pueden materializarse en ese contexto. Los riesgos para México son desaprovechar la ventaja que da ser parte de la región del mundo con un abundante suministro de gas natural con los precios más competitivos (por el momento) y tener un mercado creciente de productos petroquímicos atendido a través de importaciones.

Para mitigar los efectos de ambos escenarios (importar gas natural más caro y el abandono de la industria petroquímica local), México debe desarrollar un modelo propio que favorezca la diversificación del suministro de gas natural, lo cual incluye aumentar la producción nacional. Y desde un enfoque más amplio del sector energético, es fundamental que dicha iniciativa esté acompañada de una participación aún mayor de las energías renovables. Bajo esa lógica, la discusión en torno al desarrollo de las reservas no convencionales debe continuar a manera de encontrar un balance entre las opciones disponibles y así determinar cuál es la mejor alternativa para México.

Llegará el momento en que los capitanes del sector energético en México deberán tomar una decisión. Si ésta implica dejar en el subsuelo los recursos no convencionales, es necesario que la estrategia que se elija instrumentar en su lugar sea cuidadosamente planeada y ejecutada para que arroje resultados favorables en el mediano/largo plazo. Habrá que mencionar que Rusia tomó el control de un importante proyecto de petróleo y gas en el que la empresa británica Shell tiene una participación del 27,5% y las japonesas Mitsui y Mitsubishi otro 22,5%.

Hacia fines de la semana pasada, el presidente ruso Vladimir Putin firmó un decreto para hacerse cargo del Sajalin-2. Es un proyecto de desarrollo de petróleo y gas en la isla de Sajalin, en el mar de Ojotsk, a partir de dos campos: Piltun – Astojskoye y Lunskoye. Piltun – Astojskoye que es principalmente un campo de petróleo y Lunskoye es principalmente un campo de gas, que en gran medida afectara especialmente a Japón.

La estrategia podría obligar a Shell, Mitsui y Mitsubishi a abandonar sus inversiones a medida que se extiendan las consecuencias económicas de la guerra de Ucrania.

Reducir la dependencia de las importaciones de gas natural es estratégico. Fracasar en ello y continuar con la idea de falsa extracción del crudo en territorio mexicano, además de seguir dependiendo del suministro desde Estados Unidos en las proporciones de hoy, podría tener consecuencias desagradables.

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