México enfrenta una triple dependencia del gas natural: cerca de la mitad del consumo de energía del país es aportado por este combustible, el 66 por ciento de la electricidad se genera con gas natural y el 65 por ciento del consumo total es suministrado con gas importado. En estas condiciones cualquier interrupción en el flujo de dichas importaciones constituye en serio problema de seguridad energética. El país está obligado a desplegar y sostener esfuerzos extraordinarios para dar mayor flexibilidad al suministro interno y   aumentar la producción propia de gas natural, dada la importancia creciente de este combustible en la matriz energética del país. La situación insatisfactoria de las reservas y de la producción revelan con toda claridad la magnitud y la complejidad del reto que enfrentamos, así como la incertidumbre respecto a su disponibilidad.

La demanda de gas natural se ha expandido rápidamente debido, de manera fundamental, a su mayor utilización en la generación eléctrica. En las condiciones específicas de México, las centrales con ciclos combinados han probado ser la opción de menor costo. Han ofrecido ventajas frente a otros combustibles fósiles por su mejor desempeño en relación a la contaminación atmosférica local y en cuanto a la emisión de gases de efecto invernadero, responsables del calentamiento global. Este aumento en el consumo de gas natural coincidió con la caída de sus reservas y de su producción, obligando al país a recurrir cada vez más a la importación de un solo país.

La seguridad energética es uno de los principales objetivos de la política energética. La Agencia Internacional de Energía la define como la disponibilidad ininterrumpida de fuentes de energía. Dicha seguridad tiene múltiples aspectos. A largo plazo considera inversiones suficientes y oportunas en el suministro de energía vinculada a los requerimientos del desarrollo económico y a los de carácter ambiental. A corto plazo, la seguridad energética se enfoca en la capacidad del sistema energético para responder con prontitud a cambios súbitos en el balance entre la oferta y la demanda. Resulta claro que México enfrenta serios riesgos de seguridad energética en materia de gas natural, tanto a corto como a más largo plazo.

Ilustración: Patricio Betteo

Este artículo considera, en primera instancia, la caída de la producción y de las reservas de gas natural de México, así como el potencial que ofrecen los recursos no-convencionales; en una segunda sección se exploran posibles fuentes de producción, para después profundizar en las perspectivas de la explotación de lutitas (shale gas) en el norte del país. Más adelante se abordan los principales dilemas que plantea el vertiginoso aumento de la importación de gas natural, para después describir los avances logrados por la liberalización de su mercado. Al final se plantean siete iniciativas estratégicas que podrían contribuir a aumentar la producción interna de gas natural. Todo esto deberá servir como contexto al problema de seguridad energética que el país enfrenta en torno al gas natural.

Producción y reservas

La caída de la producción bruta de gas natural, una vez eliminado el nitrógeno y el CO2  asociados, obedece tanto a procesos de carácter estructural como aspectos coyunturales más recientes y a estrategias de inversión de Pemex. El nivel máximo de producción alcanzado fue de 7.0 mil millones de pies cúbicos (mmmpcd) en 2009.1 Esta cifra descendió a 3.9 mmmpcd en el primer semestre de 2018, una contracción de 44 por ciento, que tendió a acelerarse a partir de 2015. El descenso de la producción, aunado a un mayor consumo interno, aumentaron notablemente el volumen de las importaciones realizadas por Pemex, la CFE y los particulares. Éstas aumentaron a 4.9 mmmpcd en 2017 y a 5.2 mmmpcd en la primera mitad de 2018. Así las importaciones superaron con creces la producción interna de gas natural seco. En el primer semestre del presente año cerca de las dos terceras partes de su oferta interna se originó en el exterior. Al excluirse el autoconsumo de Pemex, 84 por ciento de la oferta que efectivamente llegó al mercado tuvo como origen la importación.

Estas tendencias no podrán revertirse a corto plazo. Un análisis detallado, campo por campo, apunta a una menor producción futura. Romper la fuerte inercia de la declinación mediante inversiones sustanciales en perforación de pozos resultará insuficiente. Va a ser necesario llevar a cabo un esfuerzo exitoso de exploración que permita modificar significativamente el monto de las reservas probadas de gas natural y delinear un portafolio robusto de nuevos proyectos de desarrollo y de producción.

El acervo de estas reservas descendió de manera sustancial, es modesto al compararlo con el de un amplio número de países y se caracteriza por su madurez y por su estado avanzado de agotamiento. Esta situación limita las posibilidades de mayor producción a corto plazo. En cambio, el monto de las reservas probadas y probables (2P) ofrece algunas oportunidades atractivas a mediano y largo plazos. Aun así es poco probable que en el transcurso del próximo periodo gubernamental pueda incrementarse la producción de manera sostenida, por lo que el debate en torno al ritmo de la declinación continuará vigente por algún tiempo, así como el relativo a la dependencia de las importaciones.

Las reservas probadas remanentes de gas natural al fin de 2017, certificadas por empresas de auditoría especializadas, fueron de sólo 10.0 millones de millones de pies cúbicos (mmmmpc) y las reservas 2P ascendieron a 19.4 mmmmpc.2 Más de 40 países cuentan con mayores reservas probadas que México y muchos de ellos con un volumen muy superior. Estados Unidos, por ejemplo, registró en la misma fecha reservas probadas de 341 mmmmpc. En México, 89 por ciento de las reservas probadas originales ya habían sido producidas a fines de 2017, así como el 81 por ciento de las reservas 2P. Todo esto se ha traducido en una corta vida media de las reservas probadas, que actualmente son de 5.4 años, al bajo ritmo de producción registrado en 2017. El de las reservas 2P es de 10.4 años. Estas relaciones de reservas a producción son sustancialmente menores a las registradas por las principales empresas petroleras internacionales y ambos indicadores son muy inferiores a los correspondientes a petróleo crudo en México.

A más largo plazo los recursos no-convencionales de gas natural ofrecen un importante potencial. El interés por las lutitas gasíferas es el resultado, en primer lugar, de la llamada revolución del shale gas que se inició en Estados Unidos hace 10 años. Poco después siguió el éxito extraordinario del desarrollo de arenas compactas de petróleo y gas natural. La producción de gas de formaciones no-convencionales aumentó 40 por ciento en ese periodo y hoy contribuye con el 60 por ciento de la producción total de Estados Unidos. La región productora más importante son los montes Apalaches, seguida por la cuenca de Permian en el oeste de Texas. Otras regiones sobresalientes son la formación Eagle Ford, en el sur de Texas, y la de Bakken, en las Dakotas. El rápido desarrollo de Eagle Ford despertó el apetito de los petroleros mexicanos, pues esta formación atraviesa la frontera entre Nuevo Laredo y Piedras Negras, extendiéndose a las cuencas de Burgos y Sabinas. Pemex realizó estudios de recursos prospectivos no convencionales a partir de 2008 y en 2015 la U.S. Energy Information Administration comisionó una estimación a nivel mundial, que incluyó destacadamente a México.

Nuevas fuentes de gas natural

El crecimiento potencial de la producción de gas natural a mediano y largo plazos se centra actualmente en aguas profundas, en Chicontepec y en las lutitas gasíferas del norte del país. Entre 2005 y 2015 se exploró y descubrió una nueva área de gas no-asociado costa afuera, en aguas profundas en el sur de Veracruz y en la costa de Tabasco. Se han perforado más de una docena de campos, varios de ellos de tamaño significativo y alta productividad. El proyecto más avanzado, si bien está suspendido, es el campo Lakach, que a fines de 2017 contaba con 938 mil millones de pies cúbicos (mmmpc) de reservas 2P. Esta interrupción ha incidido sobre la cuantificación de reservas en toda esta área, comprimiendo las probadas y probables. El capital hundido en estos proyectos es considerable. Se ha invertido en gasoductos de recolección y de transporte, un sistema de producción en el lecho marino y una planta de procesamiento de gas cerca de Alvarado, en Veracruz, a donde llegaría a tierra el gas natural.

Los campos Lakach, Piklis y Kunah son de gran tamaño y se han descubierto en esta región un buen número de campos satélites de menor tamaño. Conviene tomar en cuenta también los bloques adjudicados a empresas internacionales en aguas más profundas de la Cuenca  Salina, adyacentes a Lakach. Estos son de alta prospectividad y podrían ofrecer a largo plazo volúmenes importantes de gas asociado e, inclusive, de gas no-asociado. Sin embargo, aun están por iniciarse los trabajos de exploración en dicha área. En el caso del Cinturón Plegado de Perdido, en la frontera marítima con Estados Unidos, es probable que el gas asociado que allí se produzca  sea reinyectado para mantener la presión de sus yacimientos —y así maximizar la producción y la recuperación final de crudo—, dado el alto costo que supone la evacuación del gas natural a tierra firme.

Desde hace tiempo Pemex ha considerado el desarrollo de Chicontepec como un puente entre la declinación de los campos de las Cuencas del Sureste y la explotación de los recursos de aguas profundas en el Golfo de México. Desafortunadamente, el rotundo fracaso de la estrategia de producción de Chicontepec obligó a suspender este ambicioso proyecto, que cuenta con una parte importante de las reservas probables y posibles de gas natural del país. Ahora, el gobierno intenta licitar algunos campos en esta área, aunque todo parece indicar que la subasta va a posponerse una vez más. Mientras no se tenga una idea clara de los patrones y sistemas de producción que permitan explotar eficientemente los recursos de Chicontepec, va a ser necesario seguir difiriendo su desarrollo. No obstante, una posible ruta a seguir podría ser la articulación de asociaciones de Pemex con inversionistas privados (farmouts) para adquirir prácticas industriales, técnicas y tecnología relevantes para este complejo proyecto de gran magnitud. Estas asociaciones permitirían comprender mejor la estructura de costos de producción y la rentabilidad económica de estos yacimientos, así como la viabilidad de la inversión privada en los mismos.

Los recursos prospectivos de gas natural inferidos por Pemex y la CNH dan particular importancia a los que se encuentran en formaciones no-convencionales del norte de México. Dos cuencas —Burgos y Sabinas— aportan el 85 por ciento en dichos recursos y la región Tampico-Misantla, donde se encuentra Chicontepec, contribuye con el volumen restante. En cuanto a recursos convencionales, los yacimientos en aguas profundas del Golfo aporta el 58 por ciento y la cuenca de Burgos otro 17 por ciento, lo que suma 75 por ciento. Esta distribución ha servido para establecer las prioridades generales de la actividad exploratoria en materia de gas natural, dado que más del 90 por ciento de los recursos de gas se concentran en las áreas antes señaladas. Dicha distribución contrasta con la correspondiente a la producción actual y a las reservas 2P. En la primera mitad de 2018, el 73 por ciento de la producción provino de las Cuencas del Sureste y el 70 por ciento de las reservas 2P.

Recursos no-convencionales

En marzo de 2011, Pemex anunció el descubrimiento de lutitas gasíferas en la formación Eagle Ford que cruza la frontera a la Cuenca de Burgos. Poco después perforó otro pozo exploratorio exitoso en la Cuenca de Sabinas. A partir de entonces se perforaron un total de 18 pozos en lutitas, 11 de los cuales se consideraron comerciales y sólo uno encontró petróleo crudo. Pemex inició tardíamente la perforación en busca de gas y petróleo no-convencionales y, en marzo de 2016, dejó de perforar en la Región Norte, después de una reducción drástica del número de equipos en operación.

Los resultados de este programa fueron decepcionantes. Los costos de perforación y terminación resultaron muy superiores a los que prevalecían en el Sur de Texas. Los volúmenes iniciales de producción fueron particularmente bajos y la extracción declinó con rapidez. Las diferencias respecto al desempeño del lado estadounidense de la frontera se debieron a la falta de experiencia de Pemex en formaciones de lutitas, patrones de contratación de servicios deficientes, así como una débil infraestructura de suministro de bienes y de servicios petroleros. La empresa estatal estaba mal preparada para realizar estas tareas de manera eficiente. Tuvo además que hacer frente a fuertes restricciones de agua para el fracturamiento hidráulico. Asimismo, las implicaciones sociales de esta técnica productiva, donde las actividades económicas y los hogares compiten por recursos escasos, planteaban complejos problemas en comunidades cercanas. Finalmente, los riesgos de seguridad en la región no fueron triviales.

El fracturamiento hidráulico se basa en la inyección masiva a muy alta presión de una mezcla de agua, arena y agentes químicos para romper la roca de los yacimientos donde están atrapados los hidrocarburos. Conforme se extiende a mayor distancia la perforación de un pozo horizontal, se requieren mayores volúmenes de esta mezcla. El primer reto es identificar la fuente de agua que se va a utilizar y transportarla hasta al campo en cuestión. En regiones semidesérticas como las del norte de México no es fácil conseguir autorización para hacer un primer uso de agua potable en la perforación petrolera. El agua tiene que provenir de yacimientos salobres o necesita ser reciclada en centros de población de cierta importancia. Es también necesario transportar grandes volúmenes de arena con propiedades particulares, desde puntos muy distantes. Las que más se utilizan en Estados Unidos provienen de Wisconsin, aunque recientemente se inició la extracción de arenas de menor calidad en el oeste de Texas. En México no se han identificado aun yacimientos del tipo de arenas requerido.

Igualmente difícil es el manejo del agua producida con los hidrocarburos. En primer lugar es necesario recolectarla en los campos productores, tratarla y transportarla hasta el punto donde puede ser reinyectada al subsuelo o  donde puede ser reciclada. Así, el ciclo que va desde la obtención inicial del agua hasta su disposición final requiere una infraestructura integrada para proteger al medio ambiente. El costo de la misma no es bajo y el uso y manejo del agua muy posiblemente entrañe desconfianza y conflictos sociales importantes en las comunidades que se ubican cerca de las actividades de producción.

Dado el estado actual de los conocimientos y de la comprensión de las condiciones del subsuelo del Eagle Ford mexicano, resulta difícil evaluar su competitividad respecto a yacimientos similares en el sur de Texas. Es necesario agregar además las condiciones correspondientes a la superficie. Ambas determinan si la producción en el norte de México puede competir en términos de costos con las importaciones estadounidenses que tendrían que desplazar. La posibilidad de reproducir en México la experiencia del sur de Texas enfrenta múltiples retos. En primer lugar, el ejercicio de los derechos de propiedad del subsuelo, la naturaleza del régimen fiscal y los mecanismos de la de captura de la renta económica del gas y del petróleo son muy diferentes.

En segundo término, Estados Unidos ha desarrollado una industria de bienes y servicios petroleros eficiente y flexible, así como una infraestructura de suministro altamente competitiva. Su importación a México, a pesar de la cercanía, enfrenta diversas barreras. La dotación de recursos complementarios –agua y arenas para fracturamiento- varía de manera considerable. La escasez de agua en el norte de México intensifica la competencia con usos alternos de este líquido, tanto en la agricultura y la ganadería, como en usos residenciales y comerciales. En tercer lugar, los productores independientes estadounidenses que predominan en zonas de recursos no-convencionales, muchos de los cuales son  empresas medianas y pequeñas, tienen acceso al crédito a tasas muy atractivas, lo que permite financiar sus inversiones. Cuarto, la convergencia de las regulaciones ambientales y de seguridad en ambos lados de la frontera tendrán que convergir, lo que supone cambios importantes del lado mexicano. Finalmente, se requiere un proceso de aprendizaje técnico y de gestión para que el fracturamiento hidráulico en México sea rentable. Ninguna de estas cuestiones podrán resolverse en el corto plazo, por lo que la industria en México requerirá por algún tiempo un apoyo decidido del Estado, que le permita eventualmente competir.

Importaciones de gas natural

La extraordinaria abundancia de recursos, reservas y producción de gas natural en Estados Unidos le ha permitido convertirse en un exportador neto de este combustible. El excedente exportable es transportado preferentemente a México por gasoducto. Otros destinos son suministrados en forma creciente con gas natural licuado. El precio final de este ultimo necesita cubrir además el alto costo de la licuefacción y del transporte refrigerado a largas distancias. En la costa estadounidense del Golfo y en la frontera con México prevalecen precios del gas natural transportado por ducto muy inferiores a los del gas licuado. La intensa competencia en estos mercados explica el que Estados Unidos cuente con algunos de los precios más bajos del mundo. Estas condiciones del mercado ofrecen a México una oportunidad comercial única, aunque también un obstáculo importante a la inversión y a la expansión de su propia producción, dado costos relativamente altos que prevalecen en nuestro país, particularmente del gas no-asociado.  Se trata de un dilema complejo, difícil de resolver.

Pemex sostiene que los bajos precios del gas natural que prevalecen en Norteamérica y sus elevados costos de producción hacen inviable la inversión en una buena parte de los campos productores de gas no-asociado de las cuencas de Burgos, Veracruz y Macuspana, así como en los campos descubiertos en aguas profundas frente a Coatzacoalcos. Esta empresa estatal mantiene que la inversión en proyectos de petróleo crudo resulta más rentable, por lo que abandonó proyectos de desarrollo y de producción de gas no-asociado. Con esto explica, entre otras cosas, la suspensión de la perforación de pozos en las regiones terrestres, así como en el proyecto Lakach.

Postula también que el objetivo de maximizar el valor económico de sus activos le impide asignar recursos escasos de capital a estos proyectos y sustenta que en estas condiciones importar gas barato de Estados Unidos es una mejor opción que producirlo. No reconoce obligación alguna respecto a la seguridad de suministro de gas natural del país. Desafortunadamente ni la Secretaría de Energía ni Pemex han fundamentado este posicionamiento estratégico, basado en un análisis económico riguroso. Tampoco han articulado los argumentos básicos de esta política pública ante la opinión pública. 

En años recientes se ha desarrollado una importante infraestructura de transporte de gas natural desde los centros logísticos del sur y del oeste de Texas hasta los centros consumidores del norte, occidente y centro del país. Estos gasoductos llevan el gas natural predominantemente a centrales eléctricas en dichas regiones y también al sector industrial. En lo que queda de la presente década concluirá el ciclo actual de construcción de gasoductos por el que fluyen volúmenes masivos de gas importado. La nueva red estimula la demanda de gas natural en todo el país, aunque de manera particular en donde no llegaba el gas o en áreas donde el abasto estaba particularmente restringido. Ha permitido también suplir la declinante producción interna con material importado. Además las nuevas redundancias del sistema de transporte y la diversificación de fuentes de gas natural contribuyen a la seguridad del suministro.

Con la conclusión de la red de gasoductos, los actuales requerimientos de gas licuado tenderán a desaparecer, tanto en la costa del Pacífico como en la del Golfo. Actualmente se necesitan para abastecer gas a Manzanillo y a Guadalajara. En Altamira el gas licuado es utilizado para balancear variaciones marginales de la red de gas. En esta planta de regasificación pueden almacenarse también volúmenes menores de gas licuado. Una parte importante del suministro de gas licuado en ambas costas proviene también de Estados Unidos. Pemex anunció que próximamente va a adquirir capacidad  de almacenamiento flotante de gas licuado cerca del puerto de Pajaritos. No ha dado una explicación pública respecto al objetivo que persigue con ello. Es de suponerse que prevé una baja adicional de la producción de gas natural en las regiones marinas, así como en Tabasco y Chiapas. Sin embargo, a corto plazo va a ser posible incrementar el suministro por ducto de gas nacional y de gas importado provenientes del centro de Veracruz, a mucho menor precio.

El efecto compuesto del crecimiento de la demanda interna y la caída de la producción generó una fuerte expansión de las importaciones, casi todas ellas de Estados Unidos. En el primer semestre de 2018, las importaciones totales ascendieron a 5.2 mmmpcd y el 94 por ciento de éstas provino de dicho país. El principal flujo se transportó por gasoductos a través de un amplio número de interconexiones a lo largo de toda nuestra frontera norte. Cerca del 10 por ciento de las importaciones fueron de gas licuado que se descargó en tres terminales de regasificación: Altamira, Manzanillo y Ensenada. Conviene subrayar que en este mismo periodo el 63 por ciento del gas licuado provino de Estados Unidos.

El crecimiento de las importaciones ha sido espectacular y todo indica que éste continuará a mediano plazo. En el trienio 2015-2017 crecieron a una tasa media anual de 19 por ciento. En 2018 este ritmo se desaceleró debido al retraso en el arranque de varios gasoductos, principalmente por conflictos sociales con comunidades por las que atraviesan. Una vez que estos se resuelvan y cuando concluya la construcción de otros más a fines de 2018  y el primer trimestre de 2019, va a ser posible suministrar centrales eléctricas que están por convertirse a gas natural, así como a nuevos ciclos combinados en fases avanzadas de construcción. Todo esto se traducirá en una nueva aceleración en el crecimiento de las importaciones y en la conclusión del proceso de sustitución de combustóleo con gas natural en la generación de electricidad. Pronto se superará el umbral de importación de los seis mmmpcd. Un cambio adicional va a ser la sustitución de importaciones de gas licuado con gas importado por gasoducto de menor costo.

Así, a corto y mediano plazos continuará creciendo la dependencia del país de las importaciones de gas natural. Un mayor ritmo de perforación en campos productores podrá, en el mejor de los casos, reducir el ritmo de su declinación. Mientras tanto, el rápido crecimiento previsto de la demanda resultará en mayores importaciones. A mediano plazo, su nivel y crecimiento dependerá de la reactivación oportuna de los campos ya descubiertos en aguas profundas frente a Coatzacoalcos, el reinicio de las actividades de producción en Chicontepec, así como los resultados de una re-optimización efectiva de los sistemas de gas natural en las Cuencas del Sureste, particularmente los que se localizan mar adentro. El principal riesgo, sin embargo, se encuentra en el ritmo al que decline Ku-Maloob-Zaap, el principal complejo productor de gas del país. A más largo plazo México enfrenta mayores riesgos de carácter geológico, económico y de política pública que resulten de la falta de éxitos exploratorios significativos. En cambio, importantes descubrimientos podrían invertir las actuales tendencias y expectativas de la producción y de las importaciones.

La demanda de gas natural a mas largo plazo dependerá del ritmo al que avance la transición energética. El consumo de gas permite reducir las emisiones de bióxido de carbono (CO2) y de otros gases contaminantes, debido a que es el combustible fósil más limpio. Dada la flexibilidad de las centrales de ciclo combinado, la generación eléctrica con gas natural brinda apoyo al aprovechamiento de fuentes renovables intermitentes. Es en este sentido que se habla del uso del gas natural como un puente a la decarbonización energética. No obstante, eventualmente tendrán que encontrarse mecanismos para decarbonizar al propio gas natural, así como eliminar  las emisiones fugitivas del mismo. La sustitución de combustóleo con gas natural está próxima a concluir, dependiendo tan solo de la entrada en operación de algunos gasoductos que han enfrentado retrasos en su puesta en operación. A su vez, la vigorosa incorporación de fuentes renovables de energía ira reduciendo gradualmente el ritmo de crecimiento de la demanda de gas. En adelante va a ser importante seguir la evolución conjunta de la oferta de gas natural y el de las fuentes renovables de energía.

Liberalización del mercado

El profundo cambio estructural del balance de gas natural del país ha permitido y alentado la liberalización de este mercado. En los últimos años se modificó el origen y la dirección de los flujos de gas; se llevó a cabo una amplia y rápida expansión de la red de gasoductos y se licitó la capacidad de transporte por ducto mediante temporadas abiertas; fueron establecidas obligaciones de acceso abierto a la red de gas natural; se amplio el número y se fortalecieron las interconexiones con el sistema estadounidense de ductos; entraron al mercado nuevos agentes económicos en el transporte y la comercialización del gas natural; se constituyó un operador independiente —Cenagas— que maneja los antiguos gasoductos de Pemex;  y, se modificó de manera fundamental el marco legal y regulatorio de la industria del gas natural. Todo este proceso desembocó en la apertura efectiva del mercado de gas natural y la liberación de precios.

Quedan en este momento diversos pendientes: la construcción de capacidad de almacenamiento de gas natural en un país que carece de esta; la conclusión de gasoductos en construcción; la instrumentación de la fase final de cesión de contratos de comercialización de Pemex a particulares, autorizada por la Comisión Reguladora de Energía (CRE); un mayor acceso a la infraestructura de importación que actualmente está reservada por Pemex y la CFE; la entrada en operación de instalaciones de transporte de gas, prevista para el segundo trimestre de 2019, que amplíen la oferta al sureste del país; y, la aprobación de un nuevo marco regulatorio para la distribución de gas natural que será puesta a consulta pública en septiembre de 2018. Hay otros pendientes adicionales de menor importancia que deberán ser atendidos próximamente. La resolución de todos los asuntos pendientes identificados darán mayor firmeza a la transición a un mercado competitivo de gas natural.

En años recientes se dieron los pasos  necesarios para transitar de un monopolio industrial y comercial de gas natural a una estructura de mercado en la que participa en todas su fases una multitud de nuevos actores. Empresas privadas han construido y operan extensos gasoductos de transporte y distribución; importan grandes volúmenes de gas natural y poseen plantas de regasificación; suministran y distribuyen gas natural al consumidor final, y comercializan este combustible mediante contratos cuyos términos y condiciones se ajustan a los requerimientos de sus clientes. Pemex, a su vez, se retiró del transporte de gas natural, comercializa una fracción declinante de la oferta y se ha visto obligado a ceder la mayor parte de los contratos de suministro que tenía suscritos. Han surgido nuevos actores estatales como parte de las nueva estructura: Cenagas como operador independiente de gasoductos y la CFE como promotor de proyectos de construcción de gasoductos, propietario  de capacidad de transporte y uno de los principales comercializadores de gas en Norteamérica. Con el paso del tiempo la dinámica del mercado alentará una mayor diversidad de agentes económicos en su seno y ampliará la gama de servicios que proveen.

Una vez cubiertas las necesidades de autoconsumo de gas natural de Pemex, el volumen residual de la producción propia comercializado por esta empresa se redujo a menos del 30 por ciento de la producción total. El volumen disponible para estos fines continuará a la baja por un buen número de años. Estas condiciones y tendencias obligan a Pemex a considerar un posible repliegue estratégico a los mercados del sureste, fortaleciendo su posición en donde se localiza la mayor parte de su producción de gas asociado, de la capacidad de procesamiento y de consumo propio. Al norte de Coatzacoalcos podría utilizar su producción para consumo propio y el volumen restante lo podría vender en el mercado al mayoreo. Lo que deja tener sentido es el suministro en esa parte del país de gas importado por Pemex. Este repliegue le permitiría reducir costos y concentrar su atención en dar servicio a una parte del país donde tiene una posición dominante.

La construcción y desarrollo de un mercado de gas natural competitivo presupone la existencia de un marco regulatorio que establezca reglas claras y explícitas de conducta a los agentes económicos que participan en dicho mercado, así como una aplicación transparente de las mismas. Para ello es necesario contar con instituciones reguladoras autónomas, responsables de esta forma de intervención estatal, que en México aún está en proceso de consolidarse. El régimen regulatorio es aun frágil y vulnerable. Por ello la CRE necesita del apoyo decidido del gobierno federal y de los principales participantes del mercado. De no contar con éste, se corre el riesgo de afectar la operación misma del mercado de gas natural y, eventualmente, revertir a formas de intervención gubernamental directa en la formación de precios y tarifas del gas, y de los servicios de transporte por gasoducto y de distribución. Si esto llegara a suceder el flujo de inversión privada en este sector tendería a retraerse y las empresas privadas existentes enfrentarían severos problemas. Su repercusión podría extenderse a la inversión privada en centrales eléctricas de ciclo combinado.

Cuestiones estratégicas

Pemex está obligado a revisar, restablecer y equilibrar mejor sus prioridades en materia de gas natural, como parte de una política pública para hacer frente a los problemas de seguridad energética planteados por la caída de su producción y de sus reservas, así como el aumento de las importaciones. Sobresalen siete iniciativas estratégicas que pueden contribuir a ello.

Gas asociado: La recuperación de la producción de crudo permitirá extraer más gas, por lo que deberían evaluarse las ventajas de invertir en campos con relaciones gas/aceite elevadas para maximizar la producción de gas asociado.

Gas no-asociado: Es necesario hacer una revisión rigurosa de la estructura de costos de producción y dedicar un esfuerzo especial a reducirlos. Este deberá concentrarse en los campos más productivos, particularmente en las Cuenca Salina y en Burgos. El Estado debe también contemplar apoyos temporales específicos de carácter fiscal, cuando estos sean necesarios y se justifiquen en relación al desarrollo de infraestructura y para capturar los efectos dinámicos del aprendizaje de nuevos patrones productivos.

Optimización de sistemas: Conviene reducir la brecha entre la producción bruta y la producción neta de gas natural reduciendo las amplias mermas en sus sistemas. Es necesario seguir avanzando en la eliminación de la quema de gas  y de las emisiones fugitivas del mismo.

Rechazo de nitrógeno: La segregación de la mezcla producida de gas natural, líquidos del gas y nitrógeno permite reinyectar tan sólo éste ultimo y recuperar los dos primeros. Para esto es necesario licitar y suscribir cuanto antes un contrato a largo plazo de servicios de rechazo de nitrógeno, con una planta privada que se instale en Atasta, cerca de la  actual planta productora de nitrógeno. Un volumen adicional de gas natural bajo especificación podría enviarse a la península de Yucatán.

Plantas de procesamiento: La utilización de la capacidad de estas plantas se ha desplomado por la caída de la producción de gas natural. Resulta necesario re-optimizarlas, eliminando capacidad redundante con objeto de reducir costos. Sin embargo, este proceso deberá tomar en cuenta aumentos realistas de producción de Pemex y de operadores privados a mediano plazo.

Derechos de vía: La resolución de conflictos en esta materia es urgente para poner en marcha gasoductos que se han rezagado. Más importante aún es ordenar y consensuar mecanismos relacionados al impacto ambiental y social de infraestructura, para proteger los derechos legítimos de las comunidades afectadas por su construcción y operación, y garantizar el interés público de futuros proyectos de Pemex y de particulares.

Recursos no-convencionales: Dado su importante potencial gasífero, el Estado deberá estudiar a fondo la viabilidad económica de su desarrollo, tomando en cuenta la mitigación de su impacto ambiental y social. Ello supondrá el diseño de un marco regulatorio y fiscal específico para la exploración, desarrollo y producción de lutitas, así como de Chicontepec.

Va a ser necesario, en primer lugar, reconocer y asumir la complejidad de los problemas y dilemas planteados en relación al gas natural. Son muchos los conflictos de política pública que necesariamente surgirán y que exigirán decisiones puntuales. Las soluciones encontradas en el camino serán fuente de nuevos problemas y será inevitable la contraposición de objetivos  a corto y largo plazos. En segundo lugar, el diagnóstico fino que se formule, y que sirva de base para el diseño de políticas y estrategias, necesita estar fundamentado en la evidencia del caso. Nada más peligroso que confundir la realidad con nuestras propias preferencias y aspiraciones. Dicho diagnóstico debe estar sujeto a rigurosas deliberaciones y someterse a una crítica que permita enriquecerlo. Tercero, por definición, la instrumentación necesita ser pragmática, guardando la flexibilidad que permita corregir y ajustar oportunamente el curso originalmente previsto. La importancia del tema lo amerita. Se trata del principal combustible individual que se consume en el país y el relativamente más escaso, que plantea un problema inédito de seguridad energética.

 

Adrián Lajous
Investigador visitante en el Centro sobre Política Energética Global de la Universidad de Columbia. Fue director general de Pemex de 1995 a 1999.


1 Las cifras de producción e importació se expresan en pies cúbicos diarios y las de reservas en pies cúbicos. Las unidades de producción son en miles de millones (x 109) y las de reservas en millones de millones (x 1012), salvo cuando se señale expresamente otra unidad. De acuerdo al uso estadounidense estas unidades son billones y trillones, respectivamente.

2 Incluyen metano, condensados y líquidos del gas natural. La cifra correspondiente de reservas probadas de gas seco es aproximadamente de 7 mmmpc.