El propósito de este trabajo es demostrar que el gas natural ha sido durante décadas un subproducto indeseable de la industria del petróleo del que había que deshacerse quemándolo a la atmósfera. Fue así que cambiamos una enorme riqueza nacional por contaminación y calentamiento global.
Aun hoy en día, la política nacional sobre el gas natural es contradictoria, ya que a pesar de tener muy bajas reservas de este recurso, se pretenden obtener producciones record para exportarlo, mientras que en muchos pozos se sigue desperdiciando.
Por otro lado, el consumo nacional ha rebasado ya a la producción y México ha pasado de ser un país con excedentes de gas a ser cada vez más deficitario. Los Estados Unidos, que pretendían importar gas mexicano, se encuentran conque México se ha vuelto un importador de gas estadounidense, creándose una crisis regional por la falta de este energético.

2 Antecedentes

2a¿Qué es el gas natural?

El gas natural como producto comercializable es básicamente gas metano, el más ligero de los hidrocarburos, aunque cuando sale del pozo viene combinado con múltiples compuestos que deben ser retirados. En la industria del petróleo se distinguen diferentes tipos de gas y componentes:

o gas asociado
Es el gas que sale junto con el petróleo crudo. La mayor parte del gas natural producido en México es de este tipo.

o gas no asociado
Es el gas que proviene de campos que no contienen petróleo. El principal campo productor de gas no asociado es la cuenca de Burgos en el norte de Veracruz.

o gas amargo
Uno de los compuestos mas nocivos que tiene el gas al salir de los pozos es el ácido sulfhídrico, H2S, el cual provoca corrosión de los equipos metálicos que entran en contacto con el gas, por lo que es necesario separar este compuesto. Al gas que aun contiene ácido sulfhídrico se le llama gas amargo.

o gas dulce
El gas sin el H2S

o gas húmedo
El gas que aun contiene productos condensables a través de procesos criogénicos y de compresión.

o gas seco
El gas al que se le ha retirado los condensables.

o gas natural licuado (LNG)
El gas natural al que se le ha conseguido licuar a través de temperaturas muy bajas (-162 °C). Así es posible transportarlo en barcos desde lugares donde sería incosteable construir gasoductos ya que el metano en forma líquida ocupa 1/600 del volumen que ocuparía en estado gaseoso No debe confundirse con el gas licuado del petróleo (GLP) el cual son propanos y butanos condensados a temperaturas relativamente bajas. Actualmente existen los proyectos de crear terminales de importación y regasificación de gas natural licuado en Altamira, Lázaro Cárdenas y en Baja California por parte de la iniciativa privada.

o líquidos del gas
Los productos condensables que se dividen en etano; gas licuado (GLP) que consiste básicamente de propanos y butanos; y gasolinas naturales, que son pentanos y hexanos.

El gas natural puede tener, además, contaminantes tales como vapor de agua (condensable), nitrógeno, oxígeno y muchos otros compuestos.

El peso del gas natural pude ser medido cuando está comprimido en tanques, pero no así cuando fluye por ductos, por lo que es común medirlo en millones de pies cúbicos estándar (es decir, a una atmósfera de presión y 15 grados Celsius) o metros cúbicos normales (a una atmósfera de presión y 0 grados Celsius). Sin embargo, la calidad del gas se mide por su calor de combustión, que es la cantidad de energía que libera al quemarse completamente para formar bióxido de carbono y agua. El calor de combustión se expresa en kilojoules/kilogramo. Mientras mas alto sea el calor de combustión, mayor será el precio del gas. El poder de combustión puede variar por los contaminantes que pueda traer el gas, especialmente el nitrógeno. Por esta razón en comparaciones internacionales es preferible comparar las producciones internacionales en unidades de calor (terajoules) y no de volumen.

El gas natural no sólo se obtiene al momento de extraerlo del pozo. El petróleo crudo contiene gran cantidad de gas disuelto que se va liberando cada vez que este es destilado, descomprimido o calentado.

2b Proceso del gas natural

El proceso del gas amargo obtenido como gas asociado en pozos de petróleo tanto en mar como en tierra firme es el siguiente:

o separación de primera etapa

El petróleo crudo que sale del pozo es enviado a un tanque tipo salchicha donde se le reduce la presión que trae. Adentro del tanque se permite que se separe en fase liquida y fase vapor. La fase liquida (el crudo) es bombeado hacia un separador de segunda etapa.

o compresión

La fase vapor (gas asociado) es comprimida para ser enviado por ducto. Al comprimirse, se empiezan a condensar los compuestos mas pesados. El líquido viaja por el ducto junto con el gas a velocidades muy altas, formando tapones o slugs. Tras recorrer kilómetros de ducto, el gas necesita ser recomprimido, pero primero se le hace pasar a otra salchicha llamada slug catcher (atrapador de tapones). El gas es recomprimido y enviado nuevamente por ductos a la siguiente estación de compresión o de endulzamiento. Si esto ocurre costa afuera, es necesario construir plataformas intermedias de recompresión

o separación de segunda etapa

Igual que el gas asociado, el crudo bombeado va perdiendo presión y requiere ser rebombeado. Al perder presión se van liberando los gases disueltos, de modo que antes de ser rebombeado nuevamente es inyectado en un tanque tipo salchicha donde se permite que se le separe el gas asociado. El gas recuperado es entonces comprimido para ser enviado por ducto a la planta de endulzamiento.

o endulzamiento

El gas es sometido a un proceso donde se atrapa el ácido sulfhídrico en dietanol amina. La dietanol amina posteriormente es tratada para recuperar el azufre sólido.

o plantas criogénicas

Cada vez que el gas es comprimido, se calienta, con lo que cada gramo de gas ocupa más pies cúbicos. Para aprovechar al máximo la capacidad de los compresores y sistemas de almacenamiento, el gas no solo debe ser comprimido sino además enfriado, por lo que se requieren plantas criogénicas donde además se puede condensar parte del nitrógeno y oxígeno y otros contaminantes. Las plantas criogénicas se usan en México para remover los contaminantes y no para crear gas natural licuado.

o almacenamiento

El gas natural debe ser almacenado a alta presión en esferas o domos salinos. México no tiene aún instalaciones de almacenamiento de gas ni mucho menos de gas natural licuado.

2c Importancia

El gas natural es el combustible más limpio que se puede obtener a excepción del hidrógeno, ya que sus productos de combustión--bióxido de carbono y agua-- son reciclables por la misma naturaleza. El gas natural, además, se puede usar para mantener la vida de los pozos petroleros, mover equipo y transformarlo en productos de mayor valor agregado.

Soltado a la atmósfera, sin embargo, el metano es un gas invernadero que ha contribuido al paulatino calentamiento del planeta. Aunque las fuentes naturales de emisión de metano a la atmósfera son muchas, principalmente la descomposición de los organismos muertos en biogás, las fugas de gas y venteos de la industria petrolera, ya sean accidentales o intencionadas, son un crimen ecológico al que se le ha dado poca atención. Quemar el gas venteado, como ha sido la practica común, no es menos reprobable, ya que la combustión a tal escala no es completa, emitiéndose gran cantidad de monóxido de carbono, otro gas invernadero, y de una gran cantidad de calor.

2d Usos

o reinyección a pozos

El uso más inmediato que se le puede dar al gas natural cuando no se tiene la infraestructura para recuperarlo es reinyectarlo al yacimiento a través de un pozo de inyección a fin de prolongar la vida de este. En Cantarell, que se encuentra ya en etapa de declinación, y donde se han quemado a la atmósfera millones de metros cúbicos de gas, se le inyecta al pozo nitrógeno, con lo que se está degradando la calidad del gas obtenido.

o autoconsumo en la industria petrolera

El siguiente uso que se le ha dado al gas natural es como fuente de calor para los mismos procesos de la industria petrolera, desde la extracción, donde a falta de energía eléctrica barata en las plataformas petroleras se usan turbinas de gas par mover las bombas, compresores y generadores de energía; como en las etapas de refinación del petróleo, proceso del gas y elaboración de petroquímicos, donde se usa el gas asociado que se va recuperando en cada paso de los procesos para alimentar las cargas térmicas que los mismos procesos demandan. Actualmente Pemex consume el 41% del gas producido.

o combustible industrial

El gas natural es el mejor combustible ya que si se logra una buena combustión no deja otros residuos que el CO2 y el agua. Además, hasta hace poco era sumamente barato, de modo que se le tenía que poner una cota a su precio para que este no fuera menor al precio del combustóleo.

o generación de energía eléctrica

o turbinas de vapor

En una turbina de vapor, se reduce la presión del vapor de un nivel alto a uno bajo, y se transforma esa energía en movimiento mecánico del rotor.

o turbinas de gas

Las turbinas de gas son mucho más eficientes que las turbinas de vapor ya que no sólo se reduce la presión del gas, sino que este es quemado dentro de la turbina. Al quemarse el gas, se genera una molécula adicional, con lo que se aumenta el volumen. Además el calor generado hace que los gases se expandan. Todo este volumen adicional hace que el rotor desarrolle más trabajo.

o ciclo combinado

El calor producido en una turbina de gas se puede usar en generar vapor, con lo cual se puede mover una segunda turbina –a vapor—. Esto hace que la eficiencia de los ciclos combinados sea mucho mayor que las turbinas sencillas de gas o de vapor.

o cogeneración

Se aprovecha tanto la generación de energía eléctrica como la generación de calor. El promedio de la eficiencia en la generación de energía eléctrica de Pemex se estima en 22%, la de la CFE es de 38%. En los proyectos de ciclo combinado se alcanza el 55% mientras que en los de cogeneración la eficiencia llega a ser del 85%.

o materia prima

El gas natural puede ser usado como materia prima para producir amoniaco, hidrogeno así como infinidad de petroquímicos

• El gas natural irá substituyendo gradualmente al combustóleo en la generación de energía eléctrica y en la industria: El consumo de combustóleo disminuyó de 475 mil barriles diarios en 2001 a 406 mbd en 2002, mientras que el gas natural aumentó de 1993 mmpcd en 2001 a 2434 mmpcd en 2003.

• Combustible vehicular

Ya existen vehículos que usan gas natural comprimido en vez de gasolina. Aunque en México son muy pocos, esta es cada vez más una opción en países como Argentina, Brasil, Italia e India. Se prevé que dentro de algunos años, cuando las reservas de petróleo se estén agotando y las gasolinas sean muy caras, los automóviles usaran la tecnología de celdas de combustible, donde se quema hidrogeno para formar agua. La fuente mas barata todavía del hidrogeno es el gas natural.

2e Reservas

En 1992, las reservas mundiales probadas alcanzan para mantener la producción actual durante 68 años, lo cual significa un aumento del 8% sobre los niveles del año anterior. Las principales reservas se encuentran en lo que antes era la Unión Soviética y el Medio Oriente, que tienen más del 70 % de las reservas mundiales.

Dependiendo de la metodología empleada para medir las reservas probadas, existen diferencias importantes en las estimaciones:

Reservas de gas natural				miles de millones de metros cúbicos normales
	según Cedigaz			%total mundial	según Oil and Gas Journal			%total mundial
	1990	2000	2001	2001	1990	2000	2001	2001
Canadá	2719	1683	1660	0.93	2762	1691	1702	1.09
México	2009	835	797	0.45	2059	835	249	0.16
Estados Unidos	4650	5024	5195	2.92	4704	5024	5195	3.33
OCDE Europa	6013	7572	7420	4.18	5076	4668	5560	3.57
Resto de Europa	608	419	408	0.23	215	193	193	0.12
resto América Latina	5694	7170	7221	4.06	4796	7165	7081	4.55
ex URSS	55000	56015	55880	31.45	45280	55416	55291	35.49
África	9771	11758	13106	7.38	8070	11181	11841	7.6
OCDE Pacifico	2461	3655	3675	2.07	585	2648	2676	1.72
China y HK	1400	1515	1560	0.88	999	1368	1510	0.97
resto de Asia	8623	9740	9996	5.63	6865	8254	8427	5.41
Medio Oriente	43065	59045	70742	39.82	37478	55913	56058	35.98
TOTAL	142013	164431	177660	100.00	118889	154356	155783	100.00
fuente: IEA Statistics. Natural Gas Information 2003

RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL EN LOS PRINCIPALES PAÍSES PRODUCTORES EN 2004.

Clasificación con nueva metodología de reservas
billones de pies cúbicos
	2000	2002	2003	2004
1. RUSIA	1980	1983	1680	1680
2. IRÁN	812	812	812	940
3. KATAR	300	509	509	910
4. ARABIA SAUDITA	204	220	224	231
5. E.A.U.	216	212	196	212
6. EE.UU.	164	177	184	187
7. ARGELIA	160	160	160	160
8. NIGERIA	124	124	124	159
9. VENEZUELA	143	148	148	148
10. IRAK	110	110	110	110
11. INDONESIA	72	93	93	90
12. AUSTRALIA	45	90	90	90
13. MALASIA	82	75	75	75
14. NORUEGA	41	44	77	75
34. MÉXICO **	30	28	15	15


FUENTE: OIL AND GAS JOURNAL, DICIEMBRE 2003 Y PEP MARZO 2004
** RESERVAS AUDITADAS PROBADAS GAS NATURAL SECO
METODOLOGÍA SECURITIES EXCHANGE COMMISSION (SEC)

Las reservas probadas en México han venido cayendo en casi todos los campos. Tan sólo en la Región Marina Suroeste ha habido un pequeño repunte.

Los campos que aún conservan las mayores reservas son los del conjunto de la región sur: Samaria-Luna, Bellota-Juco y aún todavía el campo Cantarell en la región marina noreste:

Petróleos Mexicanos
Dirección Corporativa de Finanzas
Subdirección de Relaciones Sectoriales
Reservas Probadas al 1o. de enero
Por Activos integrales
	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Reservas de Gas Natural
(Miles de millones de pies cúbicos)
Total	45,063	43,168	41,383	38,950	21,626	20,740	20,433
Región Norte	22,283	20,863	20,818	19,670	3,822	4,157	4,881
Activo Integral Burgos	2,919	2,627	2,707	2,284	1,845	1,901	2,041
Activo I. Poza Rica-Altamira	N/D	N/D	N/D	N/D	N/D	1,801	2,040
Activo Veracruz	550	447	392	280	322	456	799
Región Sur	13,927	13,362	12,399	11,621	10,684	9,805	8,879
Activo Cinco Presidentes	292	393	370	372	362	317	277
Activo Bellota - Jujo	N/D	N/D	N/D	N/D	N/D	2,671	2,497
Activo Muspac	N/D	N/D	N/D	N/D	N/D	2,485	2,076
Activo Samaria - Luna	N/D	N/D	N/D	N/D	N/D	3,625	3,374
Activo Macuspana	1,064	1,027	872	845	717	708	655
Región Marina Noreste	6,303	6,337	5,720	5,376	4,853	4,684	4,348
Activo I. Cantarell	N/D	N/D	N/D	N/D	N/D	3,697	3,403
Activo I. Ku - Maloob -Zaap	N/D	N/D	N/D	N/D	N/D	987	945
Región Marina Suroeste	2,550	2,606	2,446	2,282	2,267	2,094	2,325
Activo Abkatún Pol-Chuc	N/D	N/D	N/D	N/D	N/D	1,190	1,286
Activo Litoral de Tabasco	868	778	879	942	958	904	1,039

Fuente: Base de Datos Institucional Incluye condensables

2f Producción mundial

Al ritmo actual de producción, sin contar los incrementos planeados, México tiene reservas probadas de gas natural para tan sólo 13 años, ya que a pesar de estar en el lugar 34 en reservas probadas, ocupa el 11 en producción de gas:

PRODUCCIÓN DE LOS PRINCIPALES PAISES PRODUCTORES EN 2004

millones de pies cúbicos diarios

		2001	2002	2003	2004 a

1	RUSIA	55,129	56,243	60,183	67,075
2	ESTADOS UNIDOS	55,819	54,105	55,836	55,057
3	CANADÁ	19,932	19,255	19,395	20,691
5	REINO UNIDO	10,938	10,114	11,160	10,984
4	HOLANDA	6,897	7,506	10,483	10,775
6	NORUEGA	7,672	7,450	7,106	8,536
7	ARGELIA	6,015	6,328	7,769	7,801
8	IRÁN	4,498	4,328	4,466	6,923
9	INDONESIA	6,346	5,756	5,558	5,947
10	ARABIA SAUDITA	4,023	4,155	4,899	5,154
11	MÉXICO	4,511	4,423	4,498	4,557
12	MALASIA	3,687	4,055	4,136	4,198


	a. Período enero-marzo de 2004
	FUENTE: OIL & GAS JOURNAL, junio de 2004.

2g Comercio internacional

Debido a que el transporte de gas natural se realiza generalmente a través de ductos, el comercio mundial de gas natural es mucho más local que el de petróleo crudo, ya que los ductos rara vez cruzan mares o traviesan largas distancias

2h Fuentes alternas

A diferencia del petróleo, el gas natural es un recurso hasta cierto punto renovable, ya que se puede obtener del biogás resultante de la descomposición natural de la basura y de la regasificación del coque. Sin embargo aunque estos procesos resultan rentables especialmente ante los altos precios de gas que últimamente se han registrado, los volúmenes obtenidos por estos medios son ínfimos comparados con los obtenidos en la industria del petróleo.:

o Gasificación del carbón y el coque.

En países con pocas reservas de hidrocarburos y suficientes yacimientos de carbón o bosques, se ha desarrollado la tecnología de gasificación del carbón, donde se hace reaccionar el carbón con vapor de agua a muy altas presiones para formar gas natural.

o biogás

Al descomponerse los productos orgánicos empiezan a desprender biogás, que en su mayor parte es gas metano. Ya existe la tecnología para recolectar el biogás que se genera en rellenos sanitarios y en plantas de tratamiento de basura.

3. Historia

3a. Producto olvidado

Durante más de 20 años de explotación del complejo Cantarell, casi el 50 % del gas asociado se quemó justo a la salida de los pozos por falta de infraestructura para aprovechar integralmente el recurso. Aún hoy, cerca del 5% del gas natural producido por Pemex se quema a la atmósfera. Afortunadamente ha mejorado la tecnología de los quemadores. Antiguamente se usaban los llamados “quemadores de campo” que producían gran cantidad de contaminación. Estos dieron paso a los quemadores elevados, de los que ya existen nuevas versiones donde se mejora mucho la combustión, por lo que son llamados “quemadores ecológicos”.

Gas quemado a la atmósfera

Durante muchos años se privilegió que las cargas térmicas de Pemex y de la CFE fueran alimentadas por combustóleo y no por gas natural ya que el primero es más difícil de disponer que del gas, el cual se quemaba sin más rastro que la contaminación del gas ácido.

Las primeras instalaciones para proceso de gas fueron la plantas de absorción de Reynosa (1956) y la de Cd. Pemex (1958), ambas con capacidad de 550 mmpcd. Siguió otra en La Venta en 1967 con capacidad de 200 mmpcd.

Las primeras plantas criogénicas fueron las La Venta y la de Pajaritos en 1972 de 182 y 192 mmpcd respectivamente. La tercera se construyó en 1974 en Cd. Pemex con 200 mmpcd de capacidad.

La primera endulzadora no fue construida sino hasta 1977 en Poza Rica con una capacidad de 300 mmpcd. Le siguieron las endulzadoras de gas No. 1 de Cd Pemex en 1981 y la No. 2 en 1982, ambas de 400 mmpcd. Las de de Nuevo Pemex, de la misma capacidad, se construyeron en 1984 y 1986 respectivamente. No fue sino hasta los años 90s donde se le empezó a poner atención al proceso del gas, pero para entonces yala mayor parte del producto había sido desperdiciada.

3b. Reestructura de Pemex

Con la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios de 1992, se crearon cuatro organismos subsidiarios, Pemex Exploración y Producción, Pemex Refinación, Pemex Petroquímica y Pemex Gay y Petroquímica Básica (PGPB). Este último organismo ha sido el encargado de recolectar el gas natural y el gas LP obtenido por los otros organismos subsidiarios en sus procesos, purificarlos y llevarlos a especificaciones comerciales para después distribuirlo y venderlo

3c. Desregulación del gas

En 1995, el gobierno de Ernesto Zedillo consiguió la aprobación para modificar la ley reglamentaria del artículo 27 de la Constitución a fin de permitir la participación del capital privado al transporte, distribución, almacenamiento y comercialización del gas natural, permitiendo el ingreso de capital extranjero hasta un 49 porciento, con lo que compañías como Enron, El Paso Energy, TXU, Gaz de France y Tractebel incursionaron en la industria energética mexicana.

3d. Desincorporción de activos de Pemex

Junto con la desregulación de Pemex, se decidió la venta de diversos ramales de la red de distribución de gas natural al sector privado con el compromiso de que los desarrollen y amplien. Hasta marzo de 2004 se habían otorgado 21 permisos a distribuidores

Información de las Distribuidoras y zonas geográficas de distribución
(Marzo 2004)

Zona Geográfica	Distribuidor	Kms de ductos Desincorpo-rados	Número de usuarios comprometidos a 5 años	Inversión estimada (MMUSD)
Mexicali	DGN Mexicali	0	25,346	25.0
Chihuahua	DGN de Chihuahua	28	51,453	50.0
Hermosillo	Gas Natural del Noroeste	0	26,250	22.0
Saltillo-Ramos Arizpe-Arteaga	Gas Natural México Saltillo	69	40,027	39.0
Nuevo Laredo	Gas Natural México Nuevo Laredo	18	25,029	11.2
Piedras Negras	Cía Nacional de Gas	10	25,608	0.7
Toluca	Gas Natural México Toluca	12	47,279	30.0
Río Pánuco	Gas Natural del Río Pánuco	28	28,338	15.0
Monterrey	Gas Natural México Monterrey	0	557,052	220.0
Cd. Juárez	Gas Natural de Juárez y Juárez Gas Company	16	129,045	12.7
Distrito Federal	Metrogas	170	439,253	213.0
Valle Cuatitlán-Texcoco	Mexigas	130	374,698	282
Norte de Tamaulipas	Tamauligas	5	36,447	21.5
Querétaro-San Juan del Río	Distribuidora de Gas Natural de Querétaro	53	50,000	16.5
Bajío	Gas Natural México Bajío	0	72,000	27.0
La Laguna-Durango	Gas Natural de La Laguna	70	50,084	35.4
Bajío Norte	Gas Natural México	34.6	55,715	35.0
Puebla-Tlaxcala	Gaz de France	118.5	68,196	34.8
Guadalajara	Tractebel	96.5	180,558	83.6
Veracruz **		64.7

4. Marco regulatorio

4a. Ley de desregulación de Pemex

En mayo de 1995 Ernesto Zedillo reformó la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional para que el Estado retuviera la exclusividad del transporte y comercialización del gas natural en “primera mano”. Al mismo tiempo, se emitió un “Reglamento del Gas Natural” donde se distingue entre transporte de gas natural, reservado al estado, y distribución del mismo, entendiéndose la distribución como el transporte del gas hasta el usuario final para usos diferentes al usar al gas como materia prima. En el mismo documento, se prohíbe la integración vertical de las funciones de transporte y distribución, incluyendo a Pemex.

De aquí se desprendieron varias conclusiones:

-Pemex NO puede venderle directamente a un consumidor final

-Pemex no puede operar redes de transporte Y distribución.

-Pemex debía desincorporar 885 km de su red final de ductos de distribución

4b. Contratos de Servicios múltiples

A falta de capacidad de inversión de Pemex en exploración y producción del gas, se idearon durante el sexenio del presidente Zedillo los controvertidos “Contratos de Servicios Múltiples” (CSM) los cuales contemplan la contratación de empresas privadas para llevar a cabo todos los servicios que se requieren para la construcción manejo y mantenimiento de nueva infraestructura para la producción de gas.

Pemex aduce que los CSM son contratos de obras públicas sobre la base de precios unitarios que cumplen con las leyes mexicanas, y que simplemente agrupan en un solo contrato los servicios que PEMEX siempre ha contratado a terceros y que el contratista recibe un pago fijo por las obras realizadas y los servicios prestados ya que no participan en el riesgo ni en las ganancias. Efectivamente todas las actividades que se incluyen en otros contratos Pemex las ha estado subcontratando en los últimos años, tanto en actividades relacionadas con gas como con petróleo, sólo que ahora una sola compañía lleva a cabo todas las actividades y a diferencia de los contratos normales que tienen una duración de uno o dos años estos pueden durar hasta 20 o más.

Según las previsiones de los contratos, todo el equipo usado y el producto obtenido pasan a ser propiedad de Pemex. En la práctica, la exploración, la construcción de las plataformas marinas, la perforación de los pozos, su operación y mantenimiento, así como su tripulación son efectuadas por la compañía contratista. Lo único que cambia son los logotipos. Incluso es factible según estos contratos que los gasoductos que llevan a tierra el gas ya sean propiedad de la empresa constructora y no de Pemex, ya que ya se ha desregulado el transporte y distribución de gas. Con los contratos de servicios múltiples, se permite que empresas privadas inviertan en la perforación y producción de los yacimientos de gas en la cuenca de Burgos, substituyendo a Pemex en actividades que se consideraban de su exclusiva competencia. Así, por ejemplo, la compañía canadiense Precision Drilling obtuvo un contrato para perforar 300 pozos en esa zona.

5. Pemex Gas

Realiza el procesamiento, transporte y venta del gas natural y sus líquidos. Comercializa el gas natural, el etano, el propano y el gas LP.

Con excepción de 1999 dode tuvo pérdidas operativas, el organismo ha operado con números negros

Petróleos Mexicanos
Dirección Corporativa de Finanzas
Subdirección de Relaciones Sectoriales
Cuadro 70
Pemex Gas y Petroquímica Básica: Resultados de operación por producto *
(millones de pesos)
	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005

Utilidad de operación	4,702	-400	898	2,812	4,029	7,611	11,745	7,922

Ingresos	47,627	53,125	91,144	92,762	83,569	143,567	179,379	93,305

Gas seco	23,450	26,446	47,107	50,594	46,655	84,930	111,638	56,391
Gas licuado	16,563	17,842	28,982	29,638	26,170	36,894	42,703	23,206
Gasolinas	3,716	4,603	7,986	6,534	6,334	9,648	14,640	8,564
Etano	1,559	1,635	2,742	2,704	1,909	3,438	4,175	2,332
Butanos	1,156	1,278	2,164	1,714	937	1,791	2,872	1,298
Solvente	1	21	263	378	252	232	289	148
Azufre	388	400	318	134	237	467	504	195
Naftas	82	120	270	232	141	262	278	79
Materia prima para negro de humo	91	117	210	120	136	274	371	271
Petróleo incoloro	4	32	128	157	112	8	14	2
Pentanos	22	32	29	3	47	23	46	26
Líquidos	N/D	N/D	N/D	N/D	N/D	157	162	67
Otros	596	598	944	553	640	5,442	1,689	727

Egresos	42,924	53,525	90,245	89,950	79,540	135,955	167,634	85,384

Variables	34,773	43,393	78,901	77,029	65,387	120,149	149,633	76,973

Gas húmedo amargo	17,493	19,845	37,069	38,257	28,922	55,968	66,264	34,019
Gas licuado	5,976	8,950	16,015	11,958	10,720	14,560	17,876	8,047
Gas natural seco de importación	1,112	1,261	3,469	3,962	7,585	16,443	19,379	7,842
Gas seco de campos	3,705	5,412	9,311	9,605	7,277	15,055	19,099	11,033
Gas húmedo dulce	2,359	3,140	5,550	5,835	5,104	9,013	14,187	8,800
Condensados	2,560	3,160	5,893	5,582	4,179	6,438	9,691	5,446
Líquidos	236	275	384	393	344	598	816	427
Hexano	181	161	150	182	161	247	335	213
Materia prima para negro de humo	88	116	216	125	132	266	361	267
Pentanos	23	30	30	10	46	23	45	42
Azufre	58	64	66	38	39	102	104	41
Ajustes comerciales de PEP	N/D	43	-300	-64	-36	-149	N/D	N/D
Otros	981	936	1,048	1,146	913	1,585	1,476	797

Fijos	8,151	10,132	11,344	12,921	14,153	15,806	18,000	8,411
* Excluye el I.V.A.
Nota: Esta estructura es válida a partir del 2001.
Fuente: Base de Datos Institucional

5a. Activos

Complejo de Cactus.
Complejo de Nuevo Pemex
Complejo de Ciudad Pemex
Complejo de Poza Rica
Complejo de Matapionche
Complejo de Ciudad Pemex
Sistema Nacional de Gasoductos
Filiales para comercialización

5b. Empleo

Al 31 de diciembre de 2002 PGPB tenía 12167 plazas, de las cuales 11501 eran definitivas y 666 temporales.

5c. Producción

La producción en 2004 alcanzó los 3715 mmpcd. Actualmente Pemex es el decimoprimer país productor de gas en el mundoS sin emargo Pemex autoconsume 1,800.3 mmpcd (41.8 %), la mayor parte de los cuales la absorbe PEP, con el 61 por ciento, seguido por la propia PGPB con el 12 por ciento, PEMEX Petroquímica (PPQ) y PR con el 12.5 y 12 por ciento, respectivamente. Quedando para venta a CFE y el resto de las empresas, siendo necesario importar el remanente.

Petróleos Mexicanos
Dirección Corporativa de Finanzas
Subdirección de Relaciones Sectoriales
C03: Proceso de gas y fraccionamiento de líquidos (a)


	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004

Proceso de gas húmedo amargo	3,177	3,071	3,220	3,227	3,260	3,360	3,349
Proceso de gas húmedo dulce (b)	384	445	472	452	510	492	614
Producción de gas seco sin etano (c)	2,816	2,709	2,791	2,804	2,916	3,029	3,144
Total líquidos fraccionados (d)	430	447	445	443	418	428	451
Etano	145	160	156	147	127	125	133
Gas licuado	196	201	204	206	205	212	225
Gasolinas	88	84	85	88	84	86	90
Otros	2	1	1	2	2	4	3
Fuente: Base de Datos Institucional
(a) Incluye condensados.
(b) Incluye vapores dulces de condensados.
(c) Excluye etano inyectado a ductos de gas seco.
(d) Incluye líquidos provenientes de otros procesos.

5d. Consumo

Luego del autoconsumo de la industria petrolera, el siguiente gran consumidor de gas natural es la generación de energía eléctrica, y México no es la excepción, ya que en 2002 consumía en este fin el 32% de la producción y actualmente:

Consumo para generación de energía eléctrica								en miles de Terajoules
	1971	1973	1978	1998	1999	2000	2001	2002
Canadá	99	199	96	211	256	270	342	357
México	77	75	102	231	388	432	503	579
Estados Unidos	4340	3880	3425	6158	6593	6896	6369	6457
OCDE Europa	870	1326	1648	3643	3859	4562	473	4842
Resto de Europa	434	469	348	384	400	341	330	302
resto América Latina	212	241	320	818	888	902	939	1004
ex URSS	3355	3290	4179	11227	10760	11023	11112	11411
África	17	27	99	788	834	936	1038	1147
OCDE Pacifico	76	134	550	2366	2365	2550	2678	2654
China y HK	0	0	0	196	196	209	235	236
resto de Asia	74	80	107	1907	2097	2260	2462	2868
Medio Oriente	61	95	229	1816	2073	2253	2453	2622
TOTAL	9616	9815	11102	29745	30709	32633	28935	34479
fuente: IEA Statistics. Natural Gas Information 2003

Porcentaje consumido en generación de energía eléctrica
	1971	1973	1978	1998	1999	2000	2001	2002
Canadá	7.35%	12.08%	5.04%	6.78%	7.86%	7.89%	10.55%	11.52%
México	18.96%	15.31%	14.91%	16.06%	27.48%	27.84%	32.57%	34.81%
Estados Unidos	18.32%	16.35%	16.24%	25.45%	27.16%	27.30%	26.46%	26.59%
OCDE Europa	20.04%	21.09%	18.10%	21.75%	21.99%	25.30%	2.54%	25.91%
Resto de Europa	39.50%	39.07%	20.31%	35.57%	41.02%	34.08%	33.22%	32.25%
resto América Latina	24.78%	23.50%	26.15%	22.05%	23.55%	22.27%	23.37%	24.74%
ex URSS	38.05%	34.12%	32.45%	53.05%	49.35%	50.34%	49.38%	49.62%
África	15.52%	18.08%	29.07%	38.42%	37.48%	38.70%	39.71%	42.13%
OCDE Pacifico	29.39%	30.88%	49.96%	53.91%	50.26%	51.04%	53.04%	51.66%
China y HK	0.00%	0.00%	0.00%	18.37%	17.18%	16.36%	16.54%	15.42%
resto de Asia	33.51%	28.68%	17.21%	38.27%	38.74%	38.91%	39.12%	43.52%
Medio Oriente	11.58%	13.75%	23.72%	26.53%	29.05%	29.14%	30.04%	31.21%
TOTAL	22.99%	21.43%	21.29%	32.76%	32.79%	33.49%	29.36%	34.44%
fuente: IEA Statistics. Natural Gas Information 2003

El consumo de gas para electricidad representa el 51% del gas disponible. El consumo para usos industriales representa el 36.4% y el doméstico el 10.5%

5e. Importación

Actualmente Pemex importa un millón de pies cúbicos de gas natural diarios, con un valor anual de unos 1700 millones de dólares. La dependencia cada vez mayor de México en materia de importación de gas obliga a evaluar su vulnerabilidad económica ante incrementos súbitos de precios del gas ocasionados por desequilibrios recurrentes la oferta y la demanda regionales. México incrementará sus importaciones netas de 586 mpcd en 2002 a 3800 mpcd en 2006.

comercio exterior de gas natural	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004
millones de dólares
importaciones	122	132	366	424	775	1526	1715
exportaciones	31	114	49	48	4	0	0
diferencia	91	18	318	376	771	1526	1715
Fuente: Base de Datos Institucional

Sin embargo Estados Unidos a su vez es fuertemente deficitario en gas natural, por lo que ambos países deberán importar gas natural licuado de otras regiones.

Es así que en la visita que recientemente hiciera el presidente Fox a Rusia, se firmara un acuerdo para importar de Sajalin a México 37 millones de toneladas de GNL durante 20 años a partir de 2008. Una parte de ese gas se reexportaría a Estados Unidos.

superavit / deficit de gas natural								en miles de Terajoules
	1971	1973	1978	1998	1999	2000	2001	2002
Canada	1034	1211	953	3493	3469	3485	3840	3837
Mexico	22	2	0	-20	26	-93	-90	-172
Estados Unidos	-199	-343	-543	-3559	-3763	-4412	-2609	-3668
OCDE Europa	-240	-459	-1482	-6049	-6566	-6740	-7176	-7011
Resto de Europa	8	8	-143	-474	-371	-398	-386	-407
resto América Latina	4	9	8	-24	55	99	36	92
ex URSS	-642	-549	1447	4839	4709	5300	4816	4944
África	80	246	443	2362	2728	2977	2834	2775
OCDE Pacifico	-70	-156	-648	-2865	-3108	-3331	-3347	-3353
China y HK	0	0	0	53	70	29	38	43
resto de Asia	96	163	686	2320	2435	2457	1923	1979
Medio Oriente	207	318	283	373	488	813	1095	1207
fuente: IEA Statistics. Natural Gas Information 2003

5f. Precios

El precio del gas natural que vende PGPB está basado en el costo de oportunidad de venderlo en el mercado del sur de Tejas y considera un “netback” de importación. Esto hace que el precio sea altamente volátil, pues ha aumentado cerca de 200% de enero de 200 a junio de 2005:

El precio en Tejas, sin embargo, es el más alto del mundo, de ahí la conveniencia de traerlo desde más lejos:

6. Iniciativa Privada

Como consecuencia de la participación privada en el desarrollo de infraestructura de gas natural, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), ha otorgado 112 permisos de transporte y distribución hasta octubre de 2001. Del total de estos permisos, 105 están vigentes y representan compromisos de inversión superiores a 2.3 mil millones de dólares por parte de empresas líderes en desarrollo de infraestructura energética de Bélgica, Canadá, España, Estados Unidos, Francia y México para construir y operar más de 39.7 mil kilómetros de gasoductos. En lo relativo a permisos vigentes, 15 corresponden a transporte para el servicio público, 69 a transporte para usos propios y 21 de distribución de gas natural.

Realmente no hay competencia entre los distribuidores de gas natural en México ya que cada uno tuvo un área territorial en exclusividad durante cinco años, plazo que terminó en 2003. Aunque ya se están dando casos donde las diferentes redes de distribución se encuentran, como es el caso de Maxigas que está ya invadiendo parte de la zona que le corresponde a Tecogas en la zona de Cuautitlán, la gran mayoría de las concesiones está lejos de tener un competidor lo cual no alienta a bajar los precios a los consumidores.

Sin embargo los distribuidores se quejan que no han cumplido sus metas de crecimiento, ya que cuando se abrió el mercado el precio de referencia era de 1.80 dólares por metro cúbico y ahora está sobre los 7 dólares, lo cual ha hecho que muchos potenciales clientes prefieran continuar usando gas LP, aunque las distribuidoras tienen contratos de cobertura del precio del gas y desde abril se aplica un subsidio a las zonas del país donde más ha subido el precio.

La falta de clientes en una zona ha originado que las compañías hayan tenido que extender sus redes más rápidamente de lo que tenían planeado. Consideran que han invertido lo doble a lo que estaban comprometidos al recibir las concesiones.

Curiosamente las grandes compañías tejanas no han tenido mucho éxito en México: El Paso Energy quiso instalar una planta de regasificación en Rosarito, pero su propuesta fue rechazada. Enron antes de su quiebra, participó en la licitación de distribución de gas en Texcoco y perdió.

Metrogas es una empresa formada por el grupo español Gas Natural, y tiene las concesiones de la Ciudad de México Nuevo Laredo, Monterrey y Saltillo, Aguascalientes, SLP, León, Irapuato, Silao, Salamanca, Celaya y Toluca. Tras un axidente en 2003 en Xochimilco han tenido muchos problemas en el DF que hacen que opere en números rojos.

Maxigas es la empresa con la que Gaz de France. Tiene los permisos para el norte de Tamaulipas, Puebla y Tlaxcala y Cuautitlán y Texcoco a través de tres empresas.

La compañía belga Suez-Tractebel tiene la distribución de gas en Querétaro, Tampico y Guadalajara, donde por falta de permisos de los ayuntamientos no han crecido como tenían comprometido con la CRE y han tenido que recortar personal.

Repsol solicitó un permiso a la Comisión Reguladora de Energía para construir una planta almacenadora y de regasificación de gas natural licuado en Lázaro Cárdenas.

7. Escenarios a futuro

Las inversiones que el gobierno tiene planeadas para el gas natural contemplan la participación tanto de Pemex, la CFE y de las compañías privadas. Esto incluye las diferentes plantas de regasificación, centros de almacenamiento y nuevos ductos.

Las inversiones de Pemex sobre todo estarán destinadas a reponer las reservas y aumentar la producción. Se estima que se requiere de una inversión mínima de 10 000 millones de dólares anuales a partir del 2006 para mantener estable el nivel de importaciones con lo cual se desarrollaría lo actualmente explorado y de 15000 millones de dólares anuales para desarrollar los recursos prospectivos, esto es, reservas aún no probadas, con lo cual disminuirían las importaciones hasta un mínimo en el 2017 para después volver a aumentar gradualmente:

8. Conclusiones

El país ha apostado a desarrollar --demasiado tarde-- un infraestructura para el desarrollo del gas natural cuando las reservas propias de este hidrocarburo son escasas y no se ven visos de aumentarlas substancialmente en el corto plazo, por lo que se considera ya la importación de regiones remotas tales como Indonesia, Perú, Bolivia y Sajalin.

Algunas voces dentro de Pemex como el Ing. Felipe Ocampo sugieren que se siga quemando combustóleo en las plantas de la CFE en vez de convertirlo en gasolinas a través de procesos de fondo de barril.

En realidad no existe una respuesta global, sino que se requiere incluir en los estudios de costo beneficio de las plantas destructoras de combustóleo para valorar el efecto del incremento en la demanda del gas natural.

9. Bibliografía

“Prospectiva del gas natural 2000-2009”
Secretaría de Energía, 2001

“Perfil energético de América del Norte”
Secretaría de Energía, 2002

“Informe de Labores”
Secretaría de Energía, 2003

Dionisio Pérez Jácome
“Retos de la Regulación Económica en Gas Natural y Gas LP”
presentación 22 de junio de 2005
Comisión Reguladora de Energía

Fernando Elizondo Barragán
“Una Perspectiva General de la Energía en México”
presentación abril 2005

Periódico Reforma
artículos:
Solicita Repsol permiso para almacenar GNL 24 ago 2005
Revive interés de la IP 16 ago 2005
Resulta mal negocio distribución del gas. 15 ago 2005
Amplían zona de gas. 11 agosto 2005
Registra subsidio impacto diferenciado 22 abril 2005
Ganan los vecinos 18 feb 2004
Puede Metrogas perder concesión 8 noviembre 2003