México puede enfrentar una crisis severa por falta de gas que puede prolongarse hasta 2021.
Petróleos Mexicanos (Pemex) tiene previsto dejar de producir casi mil millones de pies diarios en los próximos cinco años, equivalente a casi una cuarta parte de lo que produce hoy y que significa retroceder a los niveles de extracción de 2006.
Información que se presentó durante el Congreso Mexicano del Petróleo 2017 muestra que el compromiso asumido por Pemex es llegar con una plataforma de extracción de 3 mil 90 millones de pies cúbicos diarios (considerando únicamente gas sin contenido de nitrógeno) en 2021, lo que contrasta con el nivel que esperan alcanzar al cierre de este año, estimado en 4 mil 40 millones. De acuerdo con fuentes de la empresa consultadas por EL UNIVERSAL, para la petrolera la estrategia de negocio es concentrar recursos en actividades más rentables que la producción de gas.
El director de Pemex, José Antonio González Anaya, precisó en el congreso que sólo si se encuentran yacimientos que puedan ofrecer gas más barato que el que se produce en Estados Unidos, su extracción en México sería negocio.
A pesar de ello, la producción irá cayendo año con año: en 2017 se espera cerrar con una plataforma de 4 mil 40 millones de pies cúbicos diarios; para 2018, se estiman 3 mil 677 millones; en 2019, 3 mil 667 millones; en 2020, alcanza 3 mil 350 millones, y en 2021, se reduce a 3 mil 90 millones.
Bajo interés. Las multinacionales que llegan a México no tienen interés en desarrollar este energético y no ven cómo el país pueda beneficiarse en caso de encontrar yacimientos de gas en aguas profundas, sin considerar que buena parte de éste que se produce en la zona sur está contaminado con un alto grado de nitrógeno.
Erik Oswald, vicepresidente de Exploración en México de ExxonMobil, dijo que hay muchas razones para creer que esta industria pueda crecer en el país, pero va a tener que competir con otras partes del mundo donde su extracción es mucho más económica, como en Estados Unidos.
Consideró que el energético no es, por el momento, un atractivo para las grandes petroleras. “Tal vez es para jugadores pequeños, tal como se hizo en Estados Unidos”.
Tore Loseth, vicepresidente de Exploración en Norteamérica de Statoil, aseguró que si se descubre gas en aguas profundas “se va a desperdiciar, básicamente por falta de infraestructura, lo que representa un reto para el gobierno mexicano y la industria”.
El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, aseguró que es necesario empezar a elevar la producción nacional de gas para evitar complicaciones en los sectores de mayor demanda como la industria.
Habló de cambiar las reglas del juego en materia de licitaciones y anunció que se iniciarán los concursos de bloques o campos que contienen gas tipo shale (Ronda 2.4), para también “reducir y eliminar la enorme dependencia que tiene México de EU”.
En 2010, México compró gas a los mercados internacionales (fundamentalmente de EU) en volúmenes equivalentes a 535.7 millones de pies cúbicos diarios. En 2016, el volumen se elevó a mil 933 millones.
Bernardo Cardona, socio de Estrategia y Operaciones y Líder de Energía y Recursos de la firma Deloitte, explicó que la apuesta por el gas shale en México no va a ser fácil. De entrada, dijo, se necesita en el tema de shale un nivel de precios suficiente para que sea atractiva la inversión en México.
“Hay aspectos críticos como la geología, sabemos que de Eagle Ford hacia México es prácticamente la misma geología, probablemente un poco más profunda, lo que implica un costo de perforación más alto (como en Tampico-Misantla) y en eso no podemos hacer nada, nos lo da la naturaleza y es un factor importante para el desarrollo de este hidrocarburo”, precisó.
Alejandro Escobar Unda, presidente de AT Kearney, advirtió que proyectos que puedan costar más de 50 dólares por barril, en el caso de shale va a ser muy difícil que se puedan materializar, “y esto ocurre en la mayor parte del mundo”.
