Recomienda el IMCO retomar las Rondas petroleras para incrementar la oferta de gas

Reanudar las rondas petroleras y replantear la política de almacenamiento son dos de las propuestas que presentó este martes el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) con el propósito de incrementar la oferta de gas natural en el país.

“Las rondas de hidrocarburos llevan suspendidas desde 2018. A pesar de que la producción privada de gas natural representa menos del 6% del total nacional, se observa una clara tendencia al alza entre 2016 y 2022”, expuso el Instituto en el informe “Gas natural para la transición energética y competitividad de México”, dado a conocer este día.

“Mantener este crecimiento requiere permitir la exploración y producción por parte de privados en nuevos campos”, agregó.

Con base en información de la Secretaría de Energía (Sener), el IMCO refirió que la producción nacional de gas natural se ha reducido de forma continua desde 2010. Entre ese año, en el que se registró un pico de producción, y los primeros nueve meses de 2021, la producción se redujo en 54.1 por ciento, al pasar de 5 mil 5 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) a 2 mil 297 MMpcd. “Esto significa que decreció a una tasa promedio anual de 6.8% durante este periodo”, apuntó.

Producción mensual de gas natural. Enero 2005 – Septiembre 2021

(Millones de pies cúbicos diarios)

Según cifras de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) al mes de julio de 2022, la producción nacional –la de Petróleos Mexicanos (Pemex) más la de los operadores privados– se ubicaba en los 4 mil 101 MMpcd, incluyendo gas asociado y no asociado.

De ese monto, 3 mil 865 MMpcd, o 94.2 por ciento, corresponden a Pemex y sus migraciones, mientras que los restantes 236 MMpcd, o 5.8 por ciento, son aportación de los privados, incluyendo migraciones, asociaciones y rondas.

Esta caída en la producción, explicó el Instituto bajo la dirección de Valeria Moy, se atribuye a la reducción de la producción total de gas en todas las provincias petroleras del país entre 2010 y los primeros nueve meses de 2021.

En particular, agregó, destaca la caída registrada en las provincias de Burgos, Veracruz y Cuencas del Sureste, cuyo nivel de producción se redujo 61.9, 61.0% y 15.8 por ciento, respectivamente.

Por el otro lado, las importaciones del energético se han ido incrementando en la última década, principalmente de los yacimientos de lutitas del sur de Texas, Estados Unidos.

“Entre 2000 y 2021 las importaciones de gas natural desde Estados Unidos crecieron a una tasa promedio anual de 15.5 por ciento al pasar de 105 mil 520 MMpc en 2000 a 2.17 MMMMpc en 2021”, refirió.

De estos 2.17 mil millones de pies cúbicos (MMMMpc), especificó, que representaron una tercera parte (32.6%) de las exportaciones de ese país, prácticamente la totalidad (99.2%) se envió a México a través de gasoductos. El 0.8% restante fue GNL que ingresó al país vía buques y autotanques, añadió.

De su lado, sin embargo, Pemex reporta una caída significativa de las importaciones de gas desde 2017. En ese año, sus internaciones del energético se ubicaron en los 1 mil 766 MMpcd, descendiendo 861.4 MMpcd, o 48.77 por ciento, para quedar en 904.6 MMpcd.

En los primeros siete meses del presente año, las importaciones han sido de 608.4 MMpcd.

Crece la demanda

Ahora bien, por el lado de la demanda, entre 2005 y los primeros nueve meses de 2021, el consumo de este combustible creció 62.4 por ciento al pasar de un promedio de 5 mil 89 MMpcd, a 8 mil 265 MMpcd, de acuerdo con los datos citados en el documento retomados del “Balance Nacional de Gas Natural. Prospectivas”, editado por la Sener.

El Informe subraya que son tres los sectores que concentraron prácticamente la totalidad (98.4 por ciento) del consumo del gas entre enero y septiembre de 2021; esto es, el eléctrico (64.7 por ciento), el petrolero (22.2 por ciento) y el industrial (11.5 por ciento).

“El resto de los sectores únicamente consumieron el 1.6 por ciento del gas natural disponible: el residencial (1.0 por ciento), los servicios (0.5 por ciento) y el autotransporte (0.1 por ciento)”, especificó.

Demanda, producción e importaciones mensuales de gas natural. Enero 2005 – Septiembre 2021

(Millones de pies cúbicos diarios)

Detalló que el sector eléctrico es el principal consumidor de gas natural en México. Entre enero y septiembre de 2021, consumió un promedio de 5 mil 350 MMpcd de gas natural para generar electricidad en centrales de ciclo combinado, principalmente. Este consumo, que equivale a dos terceras partes (64.7 por ciento) de la demanda nacional, es 165.7 por ciento mayor al registrado en 2005, esto es, 2 mil 14 MMpcd.

Mientras tanto, el sector petrolero, que ocupa el segundo lugar como mayor consumidor de gas natural en el país, ha ido decreciendo su participación, debido a la caída de la demanda en el propio sector y al crecimiento en el consumo de áreas.

“Mientras que en 2005 representó el 39.9 por ciento del consumo nacional, en los primeros nueve meses de 2021 fue del 22.2 por ciento”, anotó el IMCO.

Bajo inventario en almacenamiento de gas

El IMCO también hizo un análisis sobre la capacidad del país disponible para almacenar gas, de lo cual advirtió que, dado que es bajo, representa uno de los principales riesgos de seguridad energética.

“México es particularmente vulnerable a cambios abruptos en la oferta y demanda de gas natural atribuibles a fluctuaciones en las condiciones climáticas al no contar con días de inventario comparables a los de sus pares de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE)”, expuso.

Al respecto, aseguró que México únicamente cuenta con 2.4 días de inventarios de gas natural, los cuales están únicamente en las terminales de recepción, almacenamiento y regasificación de gas natural licuado (GNL).

Según datos oficiales citados en el informe, actualmente la capacidad de almacenamiento de esas terminales es de 32.5 MMpc de GNL, o 19 mil 975 MMpc de gas gaseoso, lo que equivale a 2.4 días del consumo promedio diario observado en México en los nueve primeros meses de 2021, que fueron 8 mil 265 MMpc.

En ese entonces, la propia Sener encontró después de un análisis que la capacidad de almacenamiento de estas tres terminales –la cual no se ha modificado– era insuficiente para hacer frente a diversos escenarios de interrupción del suministro y comprometía la seguridad energética nacional al poner en riesgo la generación de energía eléctrica, así como las actividades industriales y en otros sectores productivos.

Otras propuestas

Además de lo anterior, el IMCO recomendó la promoción de la competencia económica en el mercado de gas natural a través de un marco legal y regulatorio predecible.

En este sentido, consideró que el desarrollo de un mercado de gas competido requiere de un ambiente propicio para la entrada de nuevos participantes a todos los eslabones de la cadena de valor de este hidrocarburo.

Esto requiere un ecosistema jurídico predecible que dé certeza a las empresas en el sentido de que las leyes y regulaciones no cambiarán arbitrariamente de tal manera que se vuelva inviable su operación, aseguró.

Asimismo, también aconsejó retomar la expansión de la red de gasoductos, ya que estimó que el desarrollo de infraestructura de transporte de gas natural debe ser una prioridad para que el Gobierno federal lleve el combustible a las regiones que no tienen suministro.

Recordó que una prioridad de la actual administración es el desarrollo económico de las entidades del sur-sureste del país, por lo que facilitar el acceso al gas natural es un primer paso para incentivar actividades económicas de mayor valor agregado en esa región.

Para ello, afirmó, el primer paso es concluir los ductos detenidos, empezando por Tuxpan-Tula y posteriormente los proyectos de expansión del ducto marino hasta Coatzacoalcos, así como los ductos Jáltipan-Salina Cruz y Salina Cruz-Tapachula.