La Comisión Federal de Electricidad (CFE) estimó ingresos por 5,730 al precio actual del gas natural que obtendrá a lo largo de 15 años mediante la exportación a Europa de gas natural licuado (GNL) que importará de Texas, gracias a la nueva planta de licuefacción de Altamira, Tamaulipas, que inaugurará en agosto, en consorcio con la estadounidense New Fortress Energy.
- Así lo indicó el presidente Andrés Manuel López Obrador en un video en su cuenta de Twitter, en que detalló que la planta modular que se ubicará mar adentro en el Golfo de México lleva un avance de 95% en su instalación.
- Sin embargo, consideró el analista del sector energético, Ramsés Pech, la falta de inversiones e infraestructura para extraer gas en México provoca que el país se mantenga únicamente como transformador y no desarrolle tecnología ni empleos especializadas en el sector.
- «El proyecto comprende una planta costa afuera y dos en tierra (Puerto de Altamira). El gas provendría de EUA por el momento, connvirtiendo nuevamente en un país manufacturero, ya no de tecnología, si no de moléculas de gas», dijo el experto.
Pech explicó que en México hay reservas suficientes de gas en las cuencas de Burgos, Sabinas y Veracruz acuerdo al último informe de CNH. Si se busca su explotación, se podría incluso desarrollar nuevamente un crecimiento en la petroquímica nacional.
- Y es que en Estados Unidos hay 580,000 productores de gas, y produciendo más de 100,000 millones de pies cúbicos diarios del hidrocarburo, cuando en México no se rebasa la extracción de 6,000 millones de unidades
- ¿Por qué no perforamos en las cuencas gasíferas, si el gas natural, ha sido considerado como parte de la transición energética en el mundo? Esto podría aumentar más la inversión extranjera directa», cuestionó el especialista.
Gobierno privilegia los depósitos de gas licuado
La posibilidad de desarrollar almacenamiento de gas en cavernas naturales de México, tal como sucede en otras partes del mundo, y con ello elevar la producción nacional e impulsar la autosuficiencia energética, es muy caro, por lo que este gobierno apostó por depósitos para gas natural licuado (GNL), confirmó el director general de Gas Natural y Petroquímicos de la Secretaría de Energía (Sener), Victor David Palacios.
Pero para otros expertos del sector también se requieren también políticas públicas especiales para incentivar el desarrollo de proyectos públicos y privados, así como un régimen fiscal diferenciado que los haga rentables debido al bajo precio que tiene el hidrocarburo que no justifica su extracción.
“Hay que ser honestos, para almacenar en pozos abandonados o cavernas la inversión es muy grande. Además para ‘echar a volar’ esos proyectos, es necesario un gran volumen que se conoce como gas de trabajo, estamos hablando de millones de dólares para obtener ese gas de trabajo en cada yacimiento y poder tener esa operación”, comentó.
El gobierno federal tiene identificadas 46 cavernas en su límite de producción, siendo candidatas para almacenamiento subterráneo de energético natural.
- Con una deficiente metodología de valor y riesgo, los nueve campos más ideales para este propósito son Jaf, Obertura, Vistoso, Lizamba, Chilapilla, José Colomo, Brasil, Apertura y Papán, en la República Mexicana.
- De estos nueve campos, seis se encuentran físicamente en Veracruz, y son un área de oportunidad para almacenar gas y crear una provisión estratégica que permita contar con autosuficiencia energética.
- “Pero en este sexenio se está privilegiando el almacenamiento como GNL, como se está viendo ahora en Tamaulipas, Altamira y Coatzacoalcos, que van a tener una capacidad de 450 millones de pies cúbicos por día”, destacó.
Pese a que México tiene una fuerte dependencia a las importaciones de gas natural de Estados Unidos, Víctor David Palacios destacó la gran labor que hace la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador de incrementar la producción nacional.
- Se requiere más: Para el integrante de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Néstor Martínez, no solo basta el desarrollo de almacenamiento, también se necesitan políticas públicas para poder hacer rentables ciertos proyectos que definitivamente en este momento no podrían hacerse.
“Si tenemos el combustible, hay mucho en la parte norte del país, también en Macuspana, por ejemplo, pero no hay que olvidar que la empresa productiva del Estado; Pemex Exploración y Producción, tiene que maximizar el valor de la cartera de proyectos (…) Lo que manda aquí es el negocio, y si queremos ser autosuficientes energéticamente tendremos que buscar alguna política pública para el país, que también tendrá que ver con un régimen fiscal diferenciado”, remarcó.
- El gas natural actualmente vale 2.56 dólares por metro cúbico, 42.3 por ciento menos que lo registrado a inicios de 2023, haciendo que muchos proyectos no sean viables económicamente por el bajo costo.
“Ya es el momento de enfocarnos en el gas. México tiene recursos y poca voluntad política, se requiere mucha actividad y algunos incentivos porque particularmente en Burgos sí va a competir con toda la infraestructura y logística que tiene la región de Permian en Estados Unidos, obvio que no van a producir al mismo precio”, dijo el director gerente de la consultora de energía IPD Latin America, John Padilla.
- También indicó que, en el caso de México, para tener una transición energética justa, es necesario aumentar la producción de gas LP, pues actualmente el país está importando 75 por ciento de este combustible.
Pero el vicepresidente global de Energía y Asuntos Internacionales de Standard and Poor’s, Carlos Pascual, destacó que las compañías, privadas y estatales deben ser responsables y mirar a la reducción de emisiones como algo indispensable, además de acelerar la producción energética, esto implica diversificar las fuentes de energía y aumentar la producción de gas natural y gas licuado de petróleo.
“Para la nación hay una gran oportunidad en la producción de gas natural, hasta ahora no produce mucho, pero eso puede cambiar. (…) México es el único país en el que yo puedo pensar que de aquí a 2026, aparte de Estados Unidos, tiene el aseguramiento, la conexión por ducto a Estados Unidos en donde puedan importar con base en los precios que se determinan por la demanda”,refirió.
- En el caso de nuestro país, para tener una transición energética justa, es necesario aumentar la producción de gas LP, pues actualmente México está importando el 75 por ciento de este combustible.
Quedará el Sureste sin Gas tras incendios en Pemex
La Península de Yucatán corre el riesgo de quedarse sin gas, alertó Francisco Barnés de Castro, ex comisionado de la CRE y experto en energía.
- Esto podría ocurrir en caso de que el Gobierno priorice el restablecimiento de la producción de petróleo en la plataforma Nohoch A de Pemex, la cual se incendió el 7 de julio.
- Una fuente anónima le dijo a AP que por el incendio la petrolera dejará de producir en todo lo que resta de julio y primeros días de agosto 100 mil barriles diarios de crudo, sin embargo, el impacto también estará en la producción de gas.
«La atención de Pemex y de Hacienda estarán evidentemente en atender las pérdidas que representa la producción de crudo, que vale mucho más que el gas, y van a hacer todo lo posible por maximizar la producción de crudo otra vez y si lo hacen a costa de dejar sin gas lo que están inyectando a tierra (gas seco) van a tener problemas de abasto.
- «El principal usuario de gas en esa zona es Pemex (…) pueden liberar algo de gas, pero es el gran usuario y solamente con que quites 200 millones de pies cúbicos diarios a la zona, es justo (la cantidad) que estás mandando a Yucatán», explicó en entrevista.
Para Barnés de Castro, la pérdida de gas natural por la salida de operación de Nohoch A va de los 150 a los 250 millones de pies cúbicos de gas diarios.
- En este sentido, consideró que la reparación de la instalación dañada no sólo debe concentrarse en recuperar la producción petrolera, sino en garantizar el abasto de gas a la zona.
- La plataforma incendiada es estratégica para Pemex en la inyección y recirculación de gas para inyectar sus pozos.
- El accidente provocó la muerte de dos personas, una desaparecida y ocho personas lesionadas, así como el cierre de 700 mil barriles de producción de crudo, de los cuales se recuperaron 600 mil el fin de semana.
La demanda en toda la zona es de 2 mil 200 millones de pies cúbicos diarios, de los cuales Pemex utiliza mil 770, mientras que el resto es empleado por centrales de la CFE y la industria local, de acuerdo con datos de Pemex y la Secretaría de Energía.
Pemex produce en la región sur-sureste aproximadamente mil 900 millones de pies cúbicos, pero deja muy poca capacidad disponible, por lo que cualquier reducción generará desabasto al resto de los usuarios, insistió Barnés.
- También consideró que habrá afectación en la producción de etano -que se usa en procesos petroquímicos- y de gas LP, que se obtiene en los centros procesadores que recibirán menos gas de Pemex.
Como alternativas, propuso dejar de producir crudo en el campo Akal y parcialmente en Ku, para evitar el uso de gas en el bombeo neumático o instalar una terminal flotante de gas natural licuado para suministro en la zona y dejar de quemar gas en los campos Ixachi y Quesqui./Agencias-PUNTOporPUNTO
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