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Perspectivas del GNL y del almacenamiento del gas natural

JUAN IGNACIO NAVARRETE BARBOSA*

Se requiere almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, transporte, distribución y utilización, a fin de asegurar un abastecimiento seguro, abundante y uniforme para los consumidores. Así, hoy día el gas natural se licúa y almacena para ser transportado de una región a otra; posteriormente se regasifica para usos finales o puede ser inyectado en sitios de almacenamiento subterráneo.

La industria del gas natural vive una transformación sin precedentes, debido a los adelantos tecnológicos que en materia de transporte han favorecido su comercialización en un mercado global más desregulado en su cadena de valor. Es previsible que su transacción llegará ser tan fluida como es hoy la del petróleo, debido a que cada vez es más fácil llevarlo desde los yacimientos hasta los grandes centros consumidores como gas natural licuado (GNL) por medio de buquestanque.

El comercio exterior de gas natural fue de 65,746 mil millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) durante 2004, volumen igual al 25.3% del total consumido. La mayor parte de ese comercio, el 73.9%, se llevó a cabo a través de gasoductos transnacionales y el restante 26.1% en forma de GNL.

El GNL se ha convertido en una opción competitiva para ofrecer el combustible a cada vez más países, sobre todo a los que representan los grandes mercados de consumo y que carecen de autoabastecimiento en su mercado interno, o que buscan diversificación de suministro. El comercio mundial de GNL se ha incrementado 7.5% anualmente desde 1995 a 2004, comparado con el comercio por gasoductos, que creció 6.1% anualmente. Los países que poseen reservas de gas sin desarrollar se encuentran en competencia por atraer a los grandes inversionistas que posean no sólo el capital sino la tecnología y el acceso a los mercados.

EXPORTADORES E IMPORTADORES

Hasta 2004, había 22 plantas con 72 trenes de licuefacción en el mundo, cuya capacidad conjunta era de 143.1 millones de toneladas por año de GNL o 6,968.5 miles de millones de pies cúbicos por año de gas natural. El porcentaje de utilización medio de esa capacidad era de 90.1%. Hay países exportadores en la cuenca del Pacífico (Indonesia, Malasia, Australia, Brunei y Estados Unidos), otros en la cuenca del Atlántico (Argelia, Nigeria, Libia y Trinidad y Tobago), y un tercer grupo en Oriente Medio (Qatar, Omán y Emiratos Árabes).
Los países exportadores de la Cuenca del Pacífico produjeron 8,155.2 mmpcd, igual a 47.5% de la producción mundial de GNL en 2004. Indonesia es el principal productor de GNL en el mundo. Durante 2004 colocó un promedio de 3,231.4 mmpcd, que se vendió a Japón (63.3%), Corea del Sur (21.8%) y Taiwán (14.9%). Estados Unidos tiene una terminal de licuefacción en Kenai, Alaska, la cual ha exportado GNL a Japón por más de 30 años; en 2004 envió 162.1 mmpcd. En la isla de Sakhalin, en el extremo oriental de Rusia, se construye la primer planta rusa de licuefacción, la cual tendrá dos trenes procesadores con una capacidad anual para producir 466 bpc. Se espera que el primer tren comience operaciones en 2007, exportando 234 bpc anuales hacia Japón.
Los países exportadores de GNL en Oriente Medio ofertan un promedio de 3,904.9 mmpcd, que equivale a 22.7% de la oferta mundial. Qatar, el cuarto productor mundial, destina la mayoría de sus exportaciones a Japón, Corea del Sur y España. Además, durante 2004 comenzó operaciones un tren adicional de producción de GNL en Qatar, que incrementó en 3.4% la capacidad de licuefacción mundial y en 464.8 mmpcd la producción de GNL de este país.

Los exportadores de la cuenca del Atlántico abastecen 29.8% del consumo de GNL. En 2004, este grupo presentó incrementos de 271.6 mmpcd en la oferta conjunta de GNL de Nigeria y Trinidad y Tobago. Entre los proyectos para aumentar la oferta de GNL se encuentran las plantas de licuefacción en Egipto y Noruega. La primera comenzará operaciones en 2005 y la segunda al iniciar 2006. Entre estos países se encuentra Argelia, el segundo mayor productor de GNL hasta 2003 y el principal abastecedor de Europa, hacia donde envió el 85.6% de su producción.

Durante 2004, Argelia vio mermada su producción de GNL en 8.3% debido a una explosión ocurrida el 19 de enero en la planta de licuefacción de Skikda, donde el fuego destruyó tres de los seis trenes productores de GNL. Mientras las unidades destruidas son reemplazadas, la planta de Arzew producirá más GNL para compensar la pérdida en la planta de Skikda, ambas propiedad de la empresa Sonatrach.

En contraparte, hay 14 países importadores de GNL, los cuales integraron la demanda efectiva de 2004. Durante este último año, una terminal de GNL en Dahej (Gujarat), la India comenzó operaciones el 1 de abril. Esta terminal, con una capacidad de oferta de 253.8 mmpcd, cuenta con dos tanques de almacenamiento con capacidad de 160,000 m3 cada uno, lo que incrementó en 0.8% la capacidad mundial de almacenamiento de GNL.

Hoy en día, existen 47 plantas de regasificación en el mundo. Éstas suman una capacidad de almacenamiento de 22,444.2 miles de metros cúbicos, que equivalen al consumo mundial de 1.86 días o 28.16 días de la oferta de los países productores de GNL. Esta capacidad se distribuye en 248 tanques de almacenaje en todas las plantas regasificadoras.

Japón es el principal comprador de GNL, consume 42.3% del total y posee 24 plantas de regasificación, mientras que en Europa se consume el 22.5% y en América sólo 10.9%. Los cuatro países importadores asiáticos (Japón, Corea del sur, Taiwán e India) demandan 66.6% del mercado, proporción que se puede incrementar en los próximos años ante el crecimiento de sus economías. Actualmente, el Reino Unido, India y China otorgan facilidades para la construcción de plantas de regasificación; a éstos países se les podrían sumar en los próximos años como importadores potenciales Las Bahamas, Indonesia, Jamaica, México, Holanda, Nueva Zelanda y Filipinas.

Aunque el GNL ha sido manejado con mucha seguridad por muchos años, la industria no ha estado libre de otros incidentes, pero ha mantenido un record de seguridad excelente durante los últimos 40 años. Sólo se registran 4 accidentes en plantas en tierra relacionadas con el GNL, estos fueron en Cleveland, Ohio (1944), Staten Island, New York (1973), Cove Point, Maryland (1979) y Skikda, Argelia (2004), ya mencionado.

TIPOS DE ALMACENAMIENTO

Los almacenamientos de gas natural suelen ser subterráneos, seleccionándose frecuentemente para ello formaciones geológicas naturales con características similares a las de los yacimientos, no afectando así al ecosistema. En general, se ubican cerca de los centros de mercado que requieren el suministro. El mercado del gas natural sigue un comportamiento estacional, generalmente con mayor demanda en el invierno. Así, el gas almacenado juega el papel de asegurar que cualquier exceso de oferta entregado durante una temporada está disponible para cubrir la mayor demanda en otra temporada.

Hay tres tipos básicos de almacenamiento subterráneo: yacimientos agotados, acuíferos y domos salinos (cavernas o cavidades generadas en formaciones salinas). Además del almacenamiento subterráneo, el gas natural se puede almacenar como GNL tomando menos espacio que en forma gaseosa. Al 1 de enero de 2005, existe una capacidad de almacenamiento de gas natural de 7,178.9 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) en el mundo en términos de gas disponible. Esto equivale a 27.6 días de producción total del año 2004.
Actualmente, el 78.3% de los almacenamientos de gas natural se realizan en yacimientos agotados de gas o petróleo, 11.4% más en acuíferos, 6.5% en domos salinos y el resto en otro tipo de instalación. Estados Unidos es el país que posee el mayor volumen de gas disponible o útil (4,014.8 mmmpc) que puede extraer cuando sus depósitos están llenos.

Países europeos como Alemania, Italia y España han desarrollado importantes capacidades de almacenamiento. Francia es el país con mayor desarrollo de almacenamientos en acuíferos, ya que 92.2% de su capacidad de gas disponible (que es de 381.4 mmmpc) pertenece a este tipo de almacenamiento. Así, esos acuíferos pueden satisfacer 12.3 días de su consumo.

EL CASO DE MÉXICO

El Reglamento de Gas Natural establece que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) otorgará los permisos para la realización de las actividades de transporte, almacenamiento y distribución. Actualmente, la CRE está evaluando dos solicitudes de permisos de almacenamiento de gas natural de acceso abierto, que le fueron presentadas en agosto pasado.

La primera solicitud fue presentada por las empresas Sales del Istmo S.A. de C.V. y Saltec International, y está referida a un sistema de almacenamiento de gas natural de acceso abierto en un domo salino ubicado en la localidad de Tuzandépetl, Municipio de Ixhuatlán, Veracruz. Este sistema tendrá una capacidad máxima de almacenamiento subterráneo de 16 miles de millones de pies cúbicos en una primera etapa de desarrollo. Las instalaciones superficiales de este almacenamiento han sido diseñadas para inyectar 198 mmpcd de gas natural y una extracción de 78 mmpcd de gas proveniente de fuentes de suministro de Pemex Gas y Petroquímica Básica en Tabasco y Chiapas, o bien de alguna instalación de Gas Natural Licuado que se proponga en áreas cercanas. Su interconexión con el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) será a través de un ducto de 36 pulgadas de diámetro y siete kilómetros de longitud. El área del domo salino es de 320 Km2 y una profundidad de cinco kilómetros.

El otro proyecto de permiso es el sistema de almacenamiento subterráneo de gas natural de acceso abierto de la empresa Terranova Energía, S. de R.L. de C.V. (Tidelands Energy), ubicado en un pozo agotado del Campo Brasil, en el Estado de Tamaulipas. El sistema tendrá una capacidad máxima de diseño de almacenamiento de 50 mmmpc. El sistema tendrá una capacidad para inyección de hasta 350 mmpcd y una de extracción de 500 mmpcd. El sistema podrá recibir gas natural a través de fuentes suministro nacionales y de importación. El pozo agotado se encuentra a una profundidad de 2,000 metros.

Por otro lado, el Programa Sectorial de Energía 2001-2006 establece un impulso a la instalación de terminales de almacenamiento y regasificación de GNL en el Golfo y en el Pacífico, con el propósito de recibir suministros de gas de otros países, como podrían ser Australia, Indonesia, Malasia, Nigeria, Perú, Rusia, Trinidad y Tobago o Bolivia, a precios competitivos. Esto último es muy cuestionable debido a que los precios del GNL puesto en planta no obedecen a una estructura donde se sumen los precios del gas a boca de pozo del país de origen, licuefacción, transporte marítimo, regasificación y un margen comercial –esto se creyó durante años por una falta de conocimiento del mercado)–, sino dependen de la capacidad de negociación entre el comprador y el dueño de la planta de regasificación (vendedor) para establecer referencias y fórmulas que estructuren el precio de adquisición del gas. Lo anterior genera una expectativa de lo qué sucedería con el precio del GNL, si Pemex pudiera explotar yacimientos en otros países e interviniera en la cadena de valor antes de que el hidrocarburo sea gasificado en México.

En México, han surgido grandes proyectos de construcción de terminales de regasificación, que buscan la diversificación de las importaciones de gas natural para satisfacer los crecimientos de la demanda del mercado en el corto plazo, pero sobretodo su importancia radica en asegurar el suministro del hidrocarburo para los siguientes años, como se observa en el mapa.

Desafortunadamente, la infraestructura de la red nacional de gasoductos será una restricción para que la política de diversificación del suministro sea eficiente en el corto plazo, ya que, si bien en el contexto nacional el GNL complementará a la oferta de Pemex y a las importaciones provenientes de Estados Unidos, satisfaciendo así el crecimiento del consumo interno, esto no ocurrirá a nivel regional o estatal, debido a que la región noroeste del país continuará aislada del SNG y, por ende, no tendrá acceso a producción nacional, así como el Estado de Sonora y algunas regiones fronterizas de Coahuila y Tamaulipas continuarán teniendo como única opción de suministro la importación de gas natural desde Estados Unidos. Aunque la política de diversificación de suministro de gas natural ha resultado eficiente en el mundo, todos los países que la han adoptado cuentan con un circuito nacional de gasoductos totalmente conectado, lo cual no sucederá en el caso mexicano.

Por otro lado, la oferta de gas nacional en la región noreste se verá desplazada por el GNL de Altamira, por lo que Pemex tendrá tres opciones: (1) disminuir la explotación de los yacimientos (principalmente de gas no asociado), (2) exportar el gas natural de origen nacional al Sur de Texas, o (3) recurrir al almacenamiento subterráneo.
La primera opción resultaría la más costosa y poco factible, considerando la importancia que tiene el activo Burgos en la producción de gas natural, así como la cantidad de condensados que posee el gas de la cuenca, lo que implicaría dejar de producir un volumen de gas LP y algunas naftas que –aunque no son reformables– representan un ingreso para Pemex, además del costo que implica incrementar las importaciones de ambos productos. Las dos opciones restantes podrían complementarse si se diseña una política adecuada de administración del hidrocarburo en la empresa, en la que el precio de temporada sea la variable que determine la maximización del costo-beneficio para Pemex, entre exportar y almacenar el gas natural.

La última versión de la Prospectiva del mercado de gas natural que emitió la Secretaría de Energía muestra que la entrada en operación de las terminales de regasificación de Altamira, Ensenada y tentativamente Manzanillo, impactarán al comercio exterior del gas natural, ya que al aumentar la oferta de gas en el país a través de ellas, potencialmente se podría llevar a cabo exportaciones hacia Estados Unidos hasta por un máximo de 1,650 mmpcd en 2010, volumen que es mayor de lo que hoy estamos importando, como se observa en la gráfica en la que se proyecta el saldo futuro del comercio exterior de gas natural.

CONCLUSIONES

El papel que desarrollará el almacenamiento de gas natural en los próximos años será fundamental para hacer frente a desequilibrios motivados por interrupciones de suministro como son explosiones de gasoductos o siniestros en las plantas de regasificación como los que ocurrieron en Argelia, así también para prever variaciones estacionales.

Si bien el almacenamiento de gas es una oportunidad para garantizar la continuidad del suministro, ésta debe ser responsabilidad compartida de todos los agentes que intervienen en el mercado nacional, Es decir, tendrán que diseñarse y adoptarse políticas adecuadas, en las que no sólo quienes ofertan el gas sean responsables, sino también quienes lo consuman, principalmente industriales, comercializadores y distribuidores. Así, ellos podrán reservar en los almacenamientos volúmenes equivalentes a sus consumos en una razón de tiempo, como ocurre en países europeos.

Las instalaciones de almacenamiento tendrán un papel importante para garantizar que el SNG tenga un margen adecuado de capacidad disponible, que asegure el suministro de gas natural en el país. Sin embargo, este margen no será significativo si el mismo SNG no crece a la par de la demanda nacional en los diferentes estados del país.

* Ingeniero químico industrial egresado del Instituto Politécnico Nacional con maestría en Administración, Planeación y Economía de los Hidrocarburos. Laboró en el Instituto Mexicano del Petróleo como especialista de procesos industriales. Actualmente es jefe de Departamento de Política Energética en la Secretaría de Energía y es responsable de elaborar e integrar la Prospectiva del Mercado de Gas Natural (e-mail: jinb78@yahoo.com.mx).