Se debilita producción y procesamiento del gas

Problemática de Pemex puede obligar a importarlo de EU; su escasez pone en entredicho a una serie de proyectos
17/03/2017
01:35
Noé Cruz Serrano
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Petróleos Mexicanos llega al 79 Aniversario de la Expropiación Petrolera con una profunda crisis en materia de producción y procesamiento de gas que lo puede obligar a importar este combustible de Estados Unidos para cubrir sus propias necesidades.

En los últimos años, Pemex ha tenido que enfrentar el problema de la producción de gas húmedo (el que contiene hidrocarburos licuables) altamente contaminado con nitrógeno y que no puede ser procesado en sus plantas, lo cual está “afectando a la industria petrolera”, reconoció el secretario de Energía, Pedro Joaquín Cold- well, durante la sesión 913 del Consejo de Administración de la empresa productiva de Estado.

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Se le pidió al director de Pemex, José Antonio González Anaya, explicaciones sobre la situación, a lo cual se comprometió a entregar un texto que presentaría “a la brevedad”. La falta de gas incluso está poniendo en entredicho varios de los proyectos que la empresa se había propuesto empujar como el abasto de gas para la rehabilitación de la planta IV del Complejo Petroquímico Cosoalacaque y las Terminales de Topolobampo y Guaymas.

La situación llegó a tal grado que se planteó analizar la viabilidad de la recién creada filial Pemex Etileno, por la falta de etano, componente que se encuentra en alto porcentaje en el gas húmedo y que “sólo una recuperación del gas húmedo podría ser una solución a largo plazo”.

El 30 de marzo del año pasado, Rodulfo Figueroa Alonso, quien fungió como presidente suplente de la sesión 3 ordinaria del Consejo de Administración de Pemex Etileno, externó el tema de la viabilidad de la empresa en los siguientes años “por la disponibilidad de etano”, por lo que consideró de “suma importancia analizar bien todas las opciones de suministro”.

A escala interna, las preocupaciones sobre la crisis del gas han sido constantes. En la Sesión 10 Ordinaria del Consejo de Administración de Pemex Exploración y Producción del 1 de julio de 2016, el presidente suplente, Carlos Alberto Treviño Medina, habría advertido que el precio del gas en la principal zona productiva de PEP, “no propicia el crecimiento de la explotación”. Dijo que era deseable que existiera un escenario a mediano o largo plazo de certidumbre en los precios, para combatir el desabasto.

Para el 1 de julio de ese mismo año en la Sesión 5 ordinaria de Pemex Transformación Industrial, Jorge Itzal Martínez, en ese momento suplente del director de TRI, señaló respecto al recibo de gas por parte de PEP que era “considerablemente menor”. El presidente suplente del Consejo, José Manuel Carrera Panizzo, precisó que, en el gas húmedo, el tema de la capacidad que quedaría disponible de todas las criogénicas que van a estar subutilizadas, situación que afectaría no sólo a TRI, sino a la cadena de valor y a otras empresas productivas.

En el Plan de Negocios 2016-2021, la dirección de Pemex Transformación Industrial reconoció una serie de problema que viene acarreando en los centros procesadores de gas. “En los últimos años [los centros procesadores] han mostrado una tendencia negativa en sus resultados financieros, debido principalmente a dos factores: la pérdida financiera en la importación de gas natural para abastecer el mercado nacional y la reducción en la disponibilidad de gas húmedo de Pemex Exploración y Producción. La pérdida por importaciones está dada por un reconocimiento parcial de los costos de transporte para la internación del gas natural a territorio nacional: por el desajuste en el precio de referencia y el punto de arbitraje.

“Además, la utilización de la capacidad criogénica ha venido reduciéndose en línea con la baja en la producción de gas húmedo: en 2015 la utilización promedió 66% en todo el sistema; sin embargo, en centros como Matapionche, Poza Rica y Burgos este factor fue de 14%, 35% y 61%, respectivamente”. En los últimos seis años, los complejos redujeron su capacidad de procesamiento de gas húmedo, de 4 mil 471 millones a 3 mil 671 millones de pies cúbicos diarios, según se desprende de los informes de Pemex.

Otra problemática general de estas plantas “que se observa en el sureste del país, está dada por el alto contenido de nitrógeno en el gas húmedo amargo, debido a que este componente se utiliza como mecanismo de recuperación secundaria en la explotación de crudo en los campos de las regiones marinas”. Es decir, en esas zonas productoras Pemex está produciendo gas contaminado.

Por esa razón, la filial Pemex Transformación Industrial propuso algunas iniciativas de gas. La búsqueda de fuentes alternativas de gas húmedo para incrementar la utilización de los activos y reducir el contenido de nitrógeno para mejorar el desempeño operativo de los centros de trabajo y cumplir con las especificaciones de productos. Para obtener fuentes alternativas de gas húmedo propone establecer alianzas y contratos con productores en Estados Unidos y con los productores que entren a operar en México. Con respecto a la remoción de nitrógeno, se establecerán contratos con terceros. Estas iniciativas, según la dirección de Pemex Transformación Industrial, permitirán incrementar la oferta de etano y gas natural, así como cumplir con las especificaciones comerciales de este último.

De hecho, Pemex plantea que el beneficio esperado de estas iniciativas es del orden de 8.9 mil millones de pesos y considera que, al conseguir un suministro alterno de gas húmedo, se pueden recuperar los niveles de utilización y rentabilidad observados en 2014. Con todo, el problema de la caída de la producción de gas es mucho más serio que la de petróleo crudo.

De acuerdo con la Base de Datos Institucional de Pemex, la producción de gas se ha reducido de 7 mil 19 millones de pies cúbicos diarios en 2010 a 5 mil 792 millones, lo que representa una reducción 17.4%.

Por esta situación, las importaciones de gas natural se dispararon de 535.7 millones de pies cúbicos diarios en 2010 a mil 933.8 millones en 2016, lo que representa un incremento de 260.9%, porcentaje que puede incrementarse en los próximos años.

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