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La oportunidad del gas natural en México: un futuro posible

El escenario de altos precios y escasez en el abasto de gas natural que se espera en la próxima década representa una gran oportunidad para México. Con una agresiva estrategia de desarrollo de sus reservas de gas, apoyada en una revisión del marco jurídico, se aprovecharía una gran riqueza, hoy desaprovechada, que puede traducirse en bienestar para la población.

JUAN ANTONIO BARGÉS MESTRES*

Por sus ventajas, el consumo del gas natural aumenta más rápidamente que el del petróleo. En el 2003, el gas natural representó el 38% del consumo combinado de petróleo y gas en el mundo, en comparación con 26% hace tres décadas. El gas natural ofrece mayor competitividad, al brindar menores costos de operación para la industria y también en términos de inversión y de tiempos de construcción en plantas de ciclo combinado para la generación de electricidad. Se prevé que seguirá aumentando el consumo de gas natural para la generación de electricidad, representando el 30% de la generación eléctrica mundial en el año 2025, comparado con 19% en el 2000.
En la década 1993-2003, el consumo y la producción de gas natural en el mundo crecieron 25%, mientras que las reservas aumentaron en 90%. Sin embargo, el continente americano se caracteriza por ser una región donde la mayoría de los países son importadores netos con reservas bajas, lo cual contrasta con las altas reservas de Medio Oriente y Rusia.
Desde principios de los noventa, Canadá ha aumentado su producción de gas natural siguiendo los déficits de gas de Estados Unidos. En el 2003, el 20% del consumo estadounidense de gas natural se cubrió con importaciones, que en un 87% provinieron de Canadá. Este país exportó un volumen de 8.6 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) a Estados Unidos, con un valor de 12 mil 500 millones de dólares.
Se prevé que habrá un déficit en la producción de gas en Estados Unidos y Canadá hacia el año 2010, relativo a la demanda. Ese déficit será de 3.7 MMpcd, según el Departamento de Energía de Estados Unidos, aunque la consultoría Cambridge Energy Research Institute (CERI) lo estima en 14.7 MMpcd.
Mientras la producción de gas ha crecido, las reservas de América del Norte han declinado significativamente, alcanzando ya para 19 años de consumo en el caso de Canadá y para 9 ó 10 años en México y Estados Unidos. Se agotan las reservas “baratas” de Canadá, mientras que en Estados Unidos el desarrollo de pozos nuevos enfrenta restricciones ambientales. Según Energy Ventures Group LLC, las nuevas fuentes potenciales de gas natural en el norte de nuestro continente son: el norte de Alaska (1-2 MMpcd), Delta Mackenzie (4.5 MMpcd), plantas de gas natural licuado (4 MMpcd) y el Golfo de México estadounidense (0.5 MMpcd). Agregar estos 10-11 MMpcd de producción en un lapso de 5 a 10 años tendrá un costo de 40 mil millones de dólares.

EL CASO DE MEXICO
La producción de gas natural en México fue superior al nivel de consumo en 1.6 MMpcd en 1978 y en 1.0 MMpcd en 1994; sin embargo, hoy día, el consumo es superior a la producción en alrededor de 0.9 MMpcd. Las reservas probadas de gas natural alcanzaron 65 trillones de pies cúbicos en 1980, pero en el 2003 ascendieron a sólo a 15 trillones, niveles que brindan una relación de reservas vs. consumo de 71 años y de sólo 9 años, respectivamente.
Además, aunque México sigue exportando excedentes de petróleo crudo, es un importador neto de petroquímicos y otros combustibles. Se estima que en el 2004 México tendrá un superávit de sólo 1.2 mil millones de dólares en su balanza de hidrocarburos, a pesar de obtener cerca de 22 mil millones de dólares por la exportación de crudo.
Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) representan cerca del 65% del consumo de gas natural en México. La CFE cubre 40% de dicho consumo con una tasa de crecimiento anual del 14% entre 1993 y 2002. Pemex representa 25%, con una tasa de crecimiento anual del 3%. El otro 35% corresponde a la industria nacional, que tuvo una tasa negativa de crecimiento (-1%) en el período referido.
México cuenta con un gran potencial de reservas de gas en cuencas geológicas sin explorar ni explotar. Las áreas potenciales –continentales y Golfo de México– suman 1,152,000 kilómetros cuadrados, es decir, un área dos veces el tamaño del territorio de España. Se ha explorado sólo el 17% de esta superficie en tierra y 4% en el Golfo, por lo que queda el reto de identificar el verdadero potencial petrolero y gasífero de México.
También existe la oportunidad de instalar plantas gasificadoras, en lugares como Altamira, Ensenada-Rosarito, Topolobampo y Lázaro Cárdenas, con una capacidad por planta de aproximadamente 1 MMpcd. Las inversiones en una planta de este tamaño son del orden de 500 millones de dólares.
La inversión de Pemex se ha concentrado en gas asociado al petróleo, porque tiene una mayor tasa interna de retorno (TIR) y porque sus recursos de inversión son limitados. El TIR de Cantarell es de 225% y el del proyecto Crudo Ligero Marino es de 120%. En el caso de las cuencas de gas no asociado, el TIR es de 50% en Burgos, 70% en Macuspana y 40% en la cuenca de Veracruz. En consecuencia, Pemex invierte tres veces más recursos en gas asociado que en no asociado.
México y América del Norte enfrentan hoy los precios del gas más altos del mundo, siendo 5 veces más altos que en Venezuela, Argentina o el norte de Africa y el doble del precio que tiene China. En un mercado distorsionado, el ritmo de perforación de pozos no corresponde al incremento sostenido de los precios. Además, México desarrolla muy pocos pozos en comparación con sus socios en América del Norte. En el año 2003, Canadá perforó 10,800 pozos, Estados Unidos perforó 20,011, mientras que México logró sólo 380 pozos.
Hacia el año 2012, es factible que México pueda cubrir su abasto interno a precios competitivos, considerando que el consumo nacional aumentaría a 8.3 MMpcd, pero para lograrlo se requerirán inversiones importantes y esfuerzos operativos adicionales. Habría que realizar inversiones del orden de 118 mil millones de dólares en el período 2005-2012 (61 mil millones en gas no asociado y 57 mil millones en gas asociado), es decir, alrededor de 14 mil 700 millones de dólares anualmente.
Se tiene, además, la opción de invertir recursos aún mayores y así México se convertiría en un exportador neto de gas natural. Con inversiones adicionales calculados en 8 mil 280 millones de dólares anualmente en el lapso 2005-2012, México podría producir 5.0 MMpcd adicionales para exportar. Es decir, habría que invertir 22 mil 980 millones de dólares anualmente para lograr una producción que llegaría a 13.3 MMpcd en el año 2012 (14 mil 700 millones de dólares para llegar a producir 8.3 MMpcd para el mercado interno, más 8 mil 280 millones para producir 5.0 MMpcd para exportación).
Con esta estrategia de exportación de gas, se obtendrían recursos económicos considerables. El valor de la producción de gas (13.3 MMpcd) sería de 19 mil 416 millones de dólares tan sólo en el año 2012 a un precio muy conservador de 4 dólares por millón de BTUs. Ello, amén de los beneficios aún mucho mayores –en términos de producción, exportaciones, ahorros en importaciones, así como empleos– que podrían obtenerse por una mayor producción de petróleo crudo en caso de contemplar una apertura amplia a la inversión privada en hidrocarburos.
Implementar una agresiva estrategia de gas natural significaría lograr abasto de gas y electricidad a precios competitivos, inversiones con atractivos rendimientos, mayores recursos fiscales, tecnología de punta, empleo y desarrollo regional, impulso a la petroquímica y fortalecimiento de las instituciones del sector energético.

SEGUIR EXPERIENCIAS EXITOSAS
Hacer realidad el escenario aquí planteado implica llevar a cabo una modernización energética siguiendo ejemplos exitosos como los de Canadá, Noruega y Brasil, países que implementaron estrategias de participación privada para incrementar sustancialmente su producción de petróleo y gas, además impulsando industria, empleos, generación de divisas y de ingresos fiscales. En Noruega y Brasil han operado más de 20 compañías privadas, además de las empresas paraestatales (Statoil y Petrobras), en la produccuón de hidrocarburos. En Canadá operan más de 750 compañías privadas. Aunque Brasil sigue siendo deficitario en hidrocarburos, la producción de petróleo crudo ha aumentado de 600,000 barriles diarios (b/d) a 1,400,000 b/d y la de gas ha crecido de 0.6 MMpcd a 1 MMpcd desde la apertura a la inversión privada a partir de 1994.
Cabe destacar que, en estos países, los recursos del subsuelo siguen siendo propiedad de la Nación. El éxito alcanzado radica, en gran medida, en la creación de un órgano regulador con el mandato de maximizar el beneficio del sector para la nación. Los cuadros muestran un comparativo entre México y Alberta (Canadá) y entre México y Noruega. Una diferencia fundamental es que en México hay un solo operador, siendo México el único país en el mundo cerrado a la inversión privada en la explotación de los hidrocarburos.
En México, el marco jurídico es anacrónico e inconsistente con los requerimientos de la inversión privada, al no permitir su participación en la exploración, explotación y procesamiento industrial de los hidrocarburos. México puede aspirar a los beneficios de modernizar su sector energético, pero, con visión de país y con responsabilidad, es preciso revisar el marco jurídico que hoy imposibilita a los mexicanos aprovechar la riqueza petrolera y gasífera.
Las restricciones para adecuar la Constitución en el corto plazo no deben ser un impedimento para tomar acciones intermedias, como pueden ser mejoras a la función de precios de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y al régimen fiscal de Pemex con autonomía de gestión, así como el fortalecimiento de la Secretaría de Energía y la construcción de plantas de gasificación en Altamira y en los otros puertos mencionados.

EN CONCLUSION...
Hoy, México no es soberano en materia energética. Tiene que importar gas natural y nos lo pueden cortar, como sucedió en el noroeste del país durante la crisis eléctrica en California. Además, las oportunidades se nos pueden convertir en amenazas si no resolvemos retos de competitividad, como son el aprovechar la ventaja geográfica del país y no tratar de ser competitivos sólo con base en la mano de obra.
El escenario de relativa escasez en el abasto de gas natural que se espera en la próxima década representa una gran oportunidad para México. Hoy por hoy, el gran potencial de los hidrocarburos para generar riqueza para los mexicanos está siendo desaprovechado. Con una estrategia y regulación adecuadas, México podría ser altamente competitiva en la generación de energía y en la producción de combustibles y petroquímicos para la industria.
Estas metas son congruentes con una estrategia agresiva de desarrollo del potencial de producción de gas natural en el país. Las experiencias de otros países demuestran que el sector privado puede participar junto con el Estado en la exploración y explotación de los hidrocarburos sin perjuicio de la soberanía, por lo que es necesario determinar el papel que conviene al Estado y al sector privado.

*Es ingeniero químico de la UNAM. Ha realizado su desarrollo profesional en el sector privado (Kimberly Clark, Akzo-Hexaquimia, Grupo Alfa, Banamex, DuPont) y en el sector público se ha desempeñado como director general de Operación Energética, secretario técnico de la Comisión Petroquímica, subsecretario de Hidrocarburos y director general de Aviación Civil. Actualmente, es asesor del Instituto Mexicano para la Competitividad (INCO).





		Regresar a la lista artículos \| Inicio La oportunidad del gas natural en México: un futuro posible El escenario de altos precios y escasez en el abasto de gas natural que se espera en la próxima década representa una gran oportunidad para México. Con una agresiva estrategia de desarrollo de sus reservas de gas, apoyada en una revisión del marco jurídico, se aprovecharía una gran riqueza, hoy desaprovechada, que puede traducirse en bienestar para la población. JUAN ANTONIO BARGÉS MESTRES* Por sus ventajas, el consumo del gas natural aumenta más rápidamente que el del petróleo. En el 2003, el gas natural representó el 38% del consumo combinado de petróleo y gas en el mundo, en comparación con 26% hace tres décadas. El gas natural ofrece mayor competitividad, al brindar menores costos de operación para la industria y también en términos de inversión y de tiempos de construcción en plantas de ciclo combinado para la generación de electricidad. Se prevé que seguirá aumentando el consumo de gas natural para la generación de electricidad, representando el 30% de la generación eléctrica mundial en el año 2025, comparado con 19% en el 2000. En la década 1993-2003, el consumo y la producción de gas natural en el mundo crecieron 25%, mientras que las reservas aumentaron en 90%. Sin embargo, el continente americano se caracteriza por ser una región donde la mayoría de los países son importadores netos con reservas bajas, lo cual contrasta con las altas reservas de Medio Oriente y Rusia. Desde principios de los noventa, Canadá ha aumentado su producción de gas natural siguiendo los déficits de gas de Estados Unidos. En el 2003, el 20% del consumo estadounidense de gas natural se cubrió con importaciones, que en un 87% provinieron de Canadá. Este país exportó un volumen de 8.6 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) a Estados Unidos, con un valor de 12 mil 500 millones de dólares. Se prevé que habrá un déficit en la producción de gas en Estados Unidos y Canadá hacia el año 2010, relativo a la demanda. Ese déficit será de 3.7 MMpcd, según el Departamento de Energía de Estados Unidos, aunque la consultoría Cambridge Energy Research Institute (CERI) lo estima en 14.7 MMpcd. Mientras la producción de gas ha crecido, las reservas de América del Norte han declinado significativamente, alcanzando ya para 19 años de consumo en el caso de Canadá y para 9 ó 10 años en México y Estados Unidos. Se agotan las reservas “baratas” de Canadá, mientras que en Estados Unidos el desarrollo de pozos nuevos enfrenta restricciones ambientales. Según Energy Ventures Group LLC, las nuevas fuentes potenciales de gas natural en el norte de nuestro continente son: el norte de Alaska (1-2 MMpcd), Delta Mackenzie (4.5 MMpcd), plantas de gas natural licuado (4 MMpcd) y el Golfo de México estadounidense (0.5 MMpcd). Agregar estos 10-11 MMpcd de producción en un lapso de 5 a 10 años tendrá un costo de 40 mil millones de dólares. EL CASO DE MEXICO La producción de gas natural en México fue superior al nivel de consumo en 1.6 MMpcd en 1978 y en 1.0 MMpcd en 1994; sin embargo, hoy día, el consumo es superior a la producción en alrededor de 0.9 MMpcd. Las reservas probadas de gas natural alcanzaron 65 trillones de pies cúbicos en 1980, pero en el 2003 ascendieron a sólo a 15 trillones, niveles que brindan una relación de reservas vs. consumo de 71 años y de sólo 9 años, respectivamente. Además, aunque México sigue exportando excedentes de petróleo crudo, es un importador neto de petroquímicos y otros combustibles. Se estima que en el 2004 México tendrá un superávit de sólo 1.2 mil millones de dólares en su balanza de hidrocarburos, a pesar de obtener cerca de 22 mil millones de dólares por la exportación de crudo. Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) representan cerca del 65% del consumo de gas natural en México. La CFE cubre 40% de dicho consumo con una tasa de crecimiento anual del 14% entre 1993 y 2002. Pemex representa 25%, con una tasa de crecimiento anual del 3%. El otro 35% corresponde a la industria nacional, que tuvo una tasa negativa de crecimiento (-1%) en el período referido. México cuenta con un gran potencial de reservas de gas en cuencas geológicas sin explorar ni explotar. Las áreas potenciales –continentales y Golfo de México– suman 1,152,000 kilómetros cuadrados, es decir, un área dos veces el tamaño del territorio de España. Se ha explorado sólo el 17% de esta superficie en tierra y 4% en el Golfo, por lo que queda el reto de identificar el verdadero potencial petrolero y gasífero de México. También existe la oportunidad de instalar plantas gasificadoras, en lugares como Altamira, Ensenada-Rosarito, Topolobampo y Lázaro Cárdenas, con una capacidad por planta de aproximadamente 1 MMpcd. Las inversiones en una planta de este tamaño son del orden de 500 millones de dólares. La inversión de Pemex se ha concentrado en gas asociado al petróleo, porque tiene una mayor tasa interna de retorno (TIR) y porque sus recursos de inversión son limitados. El TIR de Cantarell es de 225% y el del proyecto Crudo Ligero Marino es de 120%. En el caso de las cuencas de gas no asociado, el TIR es de 50% en Burgos, 70% en Macuspana y 40% en la cuenca de Veracruz. En consecuencia, Pemex invierte tres veces más recursos en gas asociado que en no asociado. México y América del Norte enfrentan hoy los precios del gas más altos del mundo, siendo 5 veces más altos que en Venezuela, Argentina o el norte de Africa y el doble del precio que tiene China. En un mercado distorsionado, el ritmo de perforación de pozos no corresponde al incremento sostenido de los precios. Además, México desarrolla muy pocos pozos en comparación con sus socios en América del Norte. En el año 2003, Canadá perforó 10,800 pozos, Estados Unidos perforó 20,011, mientras que México logró sólo 380 pozos. Hacia el año 2012, es factible que México pueda cubrir su abasto interno a precios competitivos, considerando que el consumo nacional aumentaría a 8.3 MMpcd, pero para lograrlo se requerirán inversiones importantes y esfuerzos operativos adicionales. Habría que realizar inversiones del orden de 118 mil millones de dólares en el período 2005-2012 (61 mil millones en gas no asociado y 57 mil millones en gas asociado), es decir, alrededor de 14 mil 700 millones de dólares anualmente. Se tiene, además, la opción de invertir recursos aún mayores y así México se convertiría en un exportador neto de gas natural. Con inversiones adicionales calculados en 8 mil 280 millones de dólares anualmente en el lapso 2005-2012, México podría producir 5.0 MMpcd adicionales para exportar. Es decir, habría que invertir 22 mil 980 millones de dólares anualmente para lograr una producción que llegaría a 13.3 MMpcd en el año 2012 (14 mil 700 millones de dólares para llegar a producir 8.3 MMpcd para el mercado interno, más 8 mil 280 millones para producir 5.0 MMpcd para exportación). Con esta estrategia de exportación de gas, se obtendrían recursos económicos considerables. El valor de la producción de gas (13.3 MMpcd) sería de 19 mil 416 millones de dólares tan sólo en el año 2012 a un precio muy conservador de 4 dólares por millón de BTUs. Ello, amén de los beneficios aún mucho mayores –en términos de producción, exportaciones, ahorros en importaciones, así como empleos– que podrían obtenerse por una mayor producción de petróleo crudo en caso de contemplar una apertura amplia a la inversión privada en hidrocarburos. Implementar una agresiva estrategia de gas natural significaría lograr abasto de gas y electricidad a precios competitivos, inversiones con atractivos rendimientos, mayores recursos fiscales, tecnología de punta, empleo y desarrollo regional, impulso a la petroquímica y fortalecimiento de las instituciones del sector energético. SEGUIR EXPERIENCIAS EXITOSAS Hacer realidad el escenario aquí planteado implica llevar a cabo una modernización energética siguiendo ejemplos exitosos como los de Canadá, Noruega y Brasil, países que implementaron estrategias de participación privada para incrementar sustancialmente su producción de petróleo y gas, además impulsando industria, empleos, generación de divisas y de ingresos fiscales. En Noruega y Brasil han operado más de 20 compañías privadas, además de las empresas paraestatales (Statoil y Petrobras), en la produccuón de hidrocarburos. En Canadá operan más de 750 compañías privadas. Aunque Brasil sigue siendo deficitario en hidrocarburos, la producción de petróleo crudo ha aumentado de 600,000 barriles diarios (b/d) a 1,400,000 b/d y la de gas ha crecido de 0.6 MMpcd a 1 MMpcd desde la apertura a la inversión privada a partir de 1994. Cabe destacar que, en estos países, los recursos del subsuelo siguen siendo propiedad de la Nación. El éxito alcanzado radica, en gran medida, en la creación de un órgano regulador con el mandato de maximizar el beneficio del sector para la nación. Los cuadros muestran un comparativo entre México y Alberta (Canadá) y entre México y Noruega. Una diferencia fundamental es que en México hay un solo operador, siendo México el único país en el mundo cerrado a la inversión privada en la explotación de los hidrocarburos. En México, el marco jurídico es anacrónico e inconsistente con los requerimientos de la inversión privada, al no permitir su participación en la exploración, explotación y procesamiento industrial de los hidrocarburos. México puede aspirar a los beneficios de modernizar su sector energético, pero, con visión de país y con responsabilidad, es preciso revisar el marco jurídico que hoy imposibilita a los mexicanos aprovechar la riqueza petrolera y gasífera. Las restricciones para adecuar la Constitución en el corto plazo no deben ser un impedimento para tomar acciones intermedias, como pueden ser mejoras a la función de precios de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y al régimen fiscal de Pemex con autonomía de gestión, así como el fortalecimiento de la Secretaría de Energía y la construcción de plantas de gasificación en Altamira y en los otros puertos mencionados. EN CONCLUSION... Hoy, México no es soberano en materia energética. Tiene que importar gas natural y nos lo pueden cortar, como sucedió en el noroeste del país durante la crisis eléctrica en California. Además, las oportunidades se nos pueden convertir en amenazas si no resolvemos retos de competitividad, como son el aprovechar la ventaja geográfica del país y no tratar de ser competitivos sólo con base en la mano de obra. El escenario de relativa escasez en el abasto de gas natural que se espera en la próxima década representa una gran oportunidad para México. Hoy por hoy, el gran potencial de los hidrocarburos para generar riqueza para los mexicanos está siendo desaprovechado. Con una estrategia y regulación adecuadas, México podría ser altamente competitiva en la generación de energía y en la producción de combustibles y petroquímicos para la industria. Estas metas son congruentes con una estrategia agresiva de desarrollo del potencial de producción de gas natural en el país. Las experiencias de otros países demuestran que el sector privado puede participar junto con el Estado en la exploración y explotación de los hidrocarburos sin perjuicio de la soberanía, por lo que es necesario determinar el papel que conviene al Estado y al sector privado. *Es ingeniero químico de la UNAM. Ha realizado su desarrollo profesional en el sector privado (Kimberly Clark, Akzo-Hexaquimia, Grupo Alfa, Banamex, DuPont) y en el sector público se ha desempeñado como director general de Operación Energética, secretario técnico de la Comisión Petroquímica, subsecretario de Hidrocarburos y director general de Aviación Civil. Actualmente, es asesor del Instituto Mexicano para la Competitividad (INCO).