El negocio del barril en México

Actualmente en México existen 103 permisos de gasolina y 68 de diésel, entre las cuales se cuentan marcas de combustibles de nivel mundial, como ExxonMobil, Shell, Valero, Tesoro, total y bp, algunas de las cuales ofrecen sus marcas en estaciones de servicio. pmi de Pemex ante los cambios de mercado se ha convertido en el trader directo de mayor volumen de importación al tener al mayor cliente que cuenta con infraestructura para la comercialización de los combustibles.

Con lo anterior se deja en claro que sin dinero no habrá materia prima para enviar crudo a refinar al convertirnos en refinadores y dejar de exportar a nuestros socios comerciales: no cumplir con esta ecuación comprometería los compromisos que se tienen con empresas de países de Europa y con ee. uu. Es importante que la shcp se pronuncie sobre si a la nación le conviene ser un refinador. La exportación de crudo conviene a la nación y la refinación es el negocio de Pemex en el mercado de los combustibles en México, al tener controlada gran parte de la producción y las terminales de almacenamiento y reparto.

En la siguiente tabla se muestra, con base en el plan de Pemex, el plan de desarrollo de la nación y con la refinería de dos bocas, una visión de lo que podría pasar:

Tabla 29. Escenarios de producción, y demanda de crudo en México. Fuente: Pemex y sener73. Realizada por Grupo Caraiva y Asociados/Leon & Pech Architects.

El mejor de los escenarios indica que, para 2022, el 66% de la demanda de gasolina será cubierta por la refinación nacional y no se requerirá de importar diésel (en función de que aumente la producción de diésel de bajo azufre). Por lo que Pemex requeriría

73. https://www.pemex.com/ri/Publicaciones/Paginas/default.aspx / https://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=temas

una inversión de 21,000 millones de dólares para llegar a la producción de 2.697 mbd, para poder regresar a los mismos valores de importación que en 2019.

En el peor de los escenarios de no tener el dinero suficiente para incrementar la producción, en dado caso de que la demanda se incrementara, de acuerdo con lo pronosticado por la sener en 2018, en las prospectivas la importación, tanto de gasolina como de diésel, se incrementaría.

Actualmente, el esfuerzo no está en la construcción de la refinería, sino en poder llegar a la meta de producción y contar con la materia prima suficiente; no tenerla implicaría la necesidad de importar crudo ligero dando lugar a una contracción del margen de utilidad del sistema nacional de refinación.

Para convertirnos en refinadores primero tendríamos que dar el dinero suficiente a Pemex exploración y producción, dejarlo decidir qué campos deben ser explotados y en el caso de que el presupuesto no sea el suficiente, dejar que tenga socios que le ayuden a capitalizar en tener un mayor factor de recuperación de cada yacimiento a explotar: aquí no es lo que le conviene a Pemex, si no a la nación.

El gas natural será de un valor comercial a contratos de corto plazo (siendo rentable); porque no se requiere tanto almacenamiento, debido a que es consumido de forma inmediata una vez que es introducido en un ducto interconectado en forma regional o con otro país.

El precio del barril en promedio a nivel mundial cayó de diciembre 2019 a abril 2020, alrededor de 70 a 80% y el gas natural de 20 a 30%, siendo este último un mercado estable de transacciones de contratos.

Este cambio, probablemente conducirá a un mercado global de gas natural más integrado debido a que, para el año 2035 se tiene contemplado el crecimiento de la demanda ante un aplanamiento en el crudo, motivado por la transición de la creación y transformación de materias primas de bajo costo que generen una mayor cantidad de energía en forma infinita.

Un acuerdo con información del sistema de información energética de la sener y cnh74 indica que, en México, quitando el nitrógeno en la corriente de gas, se tendrá una producción en promedio de 3,897 mmpcd, donde Pemex tiene alrededor de 3,842 mmpcd (asignación, migración y asociaciones) y 56 mmpcd por medio de rondas, de lo cual 74% es gas asociado y 26% no asociado.

En México la demanda que tenemos fluctúa en alrededor de 7,600 a 7,700 mmpcd, donde el 33% es cubierta por la producción nacional y 66% por importación.

El gas seco puede usarse en forma directa para la parte de generación de electricidad y poder calorífico en la industria. Es por ductos donde se transporta este tipo de gas por la compresión realizada para su movimiento y así se evita tener la menor cantidad de líquidos para que no pierda propiedades al ser utilizado.

74. Proceso de reservas de hidrocarburos de México al 1 de enero de 2019: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/455323/20190412._ Reservas_de_Hidrocarburos_al_1-ene-2019._OdG_Final_web_cnh.pdf

Imagen 6. La cadena productiva de la petroquímica. Fuente: Secretaría de Energía75 .

Ante la situación de seguir invirtiendo en crudo, cuando la tendencia mundial está indicando que esto cambiará a una mayor utilización de petroquímicas y generación de electricidad con gas natural, ¿cuál es el plan de México para dar continuidad? Estamos descuidando este negocio que hemos declarado marginal y estamos infinitamente atrasados desde la explotación, almacenamiento y, sobre todo, su aprovechamiento. Un ejemplo de este desinterés es la Cuenca de Burgos, que ha sido una importante fuente de suministro de energéticos y materia prima para su zona de influencia. Destacando el gas natural, seco, húmedo y condensado. De estos sólo el gas natural seco tiene un uso directo como energético, el resto debe pasar por un proceso para obtener productos comercializables de mayor valor agregado.

De acuerdo con información del formato F-20 emitido por Pemex en 2019:

El proyecto de Burgos es el mayor productor de gas no asociado en México. El propósito del proyecto es permitirnos cumplir un aumento de la demanda interna de gas natural. Los campos en Burgos representaron el 11.8% de nuestra producción total de gas natural y hay 2,626 pozos produciendo un promedio de 567.6 millones de pies cúbicos por día de gas natural. Los campos más importantes son: Nejo, Arcabuz-Culebra, Cuitláhuac, Cuervito, Velero y Santa Anita, que en conjunto produjeron el 56.8% de la producción total de Burgos. Reservas probadas aumentaron en 5.9 millones de barriles de petróleo equivalente de 169.7 millones de barriles de petróleo equivalente en 2018 a 175.6; principalmente debido al mantenimiento de la producción de ciertos campos en el proyecto.

75. https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/166645/Petroquimica.pdf

La cuenca, al inyectar dinero en inversión, ha producido tanto gas/crudo como puede verse en las gráficas:

Gráfica 26. Escenarios de producción de gas natural e inversión de la cuenca de Burgos, ubicada en el norte del país. Fuente: Pemex, sener y cnh76. Realizada por Grupo Caraiva y Asociados/Leon & Pech Architects.

Gráfica 27. Escenarios de producción de gas natural, e inversión de la cuenca de Burgos ubicada en el norte del país. Fuente: Pemex, sener y cnh77. Realizada por Grupo Caraiva y Asociados/Leon & Pech Architects.

Existe en esta región el único centro de procesamiento en la zona, que es el Complejo Procesador de Burgos (cpg Burgos). Esta instalación contiene nueve plantas que,

76. https://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=temas / https://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=temas / https://produccion. hidrocarburos.gob.mx/

77. https://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=temas / https://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=temas / https://produccion. hidrocarburos.gob.mx/