Almacenadoras *

• Explicó que todas las empresas interesadas –Shell, Poder Energy, Sempra Energy, Chevron-Texaco y Marathon Oil– tendrán que conseguir la autorización de la CRE para poder operar, sin embargo, ""no necesariamente será el primer permiso que tengan"".

• Las multinacionales tienen proyectadas inversiones por 6,00 mdd, pero hasta el momento sólo se han planteado cinco terminales de almacenamiento, las dos ya mencionadas más la de Royal Dutch Shell en Altamira, Royal Dutch Shell en Ensenada y la de Chevron Texaco.

• Tractebel estaría por construir una planta similar en Lázaro Cárdenas, Michoacán, sin embargo, hasta el momento no ha llevado a la CRE su solicitud de permiso.

• Dijo que las medidas de seguridad que se están pidiendo son las más severas a nivel mundial, los tanques de almacenamiento deben ser totalmente contenidos, es decir, un tanque dentro de otro, la calidad del gas debe cumplir todas y cada una de las especificaciones de la Norma Oficial Mexicana.

• Comentó que México es un importador neto de gas natural la producción nacional no alcanza a cubrir la demanda y EU también es un importador importante por lo que no se puede pensar en incrementar la actual dependencia nacional.

• Se desarrollará infraestructura de gas natural en una zona donde en este momento no se cuenta con la presencia de Pemex, por ejemplo.

• Con la fuente de gas natural cerca se podrán apreciar un crecimiento importante de la economía regional, de las ciudades y de la frontera en particular. (Reportero: Luis Carriles)

Sener de Fernando Elizondo Barragán analiza nuevos esquemas en la interrelación de Pemex que lleva Luis Ramírez Corzo y las gaseras, para que éstas puedan mejorar su rentabilidad y al mismo tiempo se empuje la sustitución de tanques de repuesto sin que esto repercuta en los precios de ese producto, ya de por si por las nubes.

• La producción nacional de gas no ha aumentado y la evolución de las reservas probadas de gas natural no asociado ha sido a la baja en las tres principales cuencas, es decir, la de Burgos, Veracruz y Macuspana.

• ¿Cuál ha sido el problema? La Cuenca de Burgos ya es madura y los resultados demuestran que se necesitan cada vez más pozos para producir el mismo volumen de gas. En las otras cuencas, las inversiones han sido reducidas y los resultados aún no están a la altura de las expectativas.

• Los ingenieros petroleros consideraron que el potencial de gas no asociado en el país es bastante limitado en zonas terrestres, con la excepción de Burgos. PEP aún sabe poco acerca del potencial gasífero de nuevas zonas marinas del Golfo de México, como Altamira, Lamprea profundo y Lankahuasa somero y profundo. Tampoco se conocen planes para explotar esas zonas intensivamente, aparte de los primeros pozos y plataformas en Lankahuasa.

• Un estudio de Cambridge Energy Research Associates (CERA) sobre Burgos advierte que el sistema de perforación intermedia que se pretende con los contratos de servicios múltiples (CSM) no brindará grandes incrementos de la producción.

• Se espera repetir en Burgos los éxitos obtenidos en el Distrito IV de Texas, pero se sabe que, con pocas excepciones, las arenas almacenadoras en Burgos son menos prolíferas que las que se encuentran justo al otro lado de la frontera.

• Muchos ingenieros preguntan lo mismo acerca del recién inaugurado Proyecto Integral Chicontepec, que es una zona con una alta relación gas-aceite. Al parecer, la evaluación económica de Chicontepec hasta contempla reservas petroleras que no existen, sin mencionar las dificultades para producir las reservas que sí existen en los microyacimientos de la zona.

• Se sabe que la reserva de gas natural más grande del país es Cantarell. Sin embargo, la inyección de nitrógeno contaminó esa reserva y ahora PEP proyecta licitar una planta criogénica o ""recuperadora de nitrógeno"" (sic), cuyo fin es eliminar el nitrógeno en las corrientes de gas procedentes del yacimiento. Datos recientes de Pemex-Exploración y Producción indican que el uso de nitrógeno en Cantarell contribuyó muy poco al objetivo de aumentar la producción de crudo.

• La declinación de Cantarell en los próximos cinco años significará una caída de 400 millones de pies cúbicos diarios en la producción de gas natural, volumen casi equivalente al que se importará a la planta de gas natural licuado en Altamira en barcos desde Trinidad-Tobago.

• Han conducido a que se realicen proyectos de dudoso beneficio, como lo fue la planta de nitrógeno, o proyectos que no están sólidamente justificados en lo económico, como hoy lo parecen ser, hasta cierto punto, los de Burgos y Chicontepec.

• ¿Cuál es la solución a la falta de gas en el país? ¿Se debe perforar masivamente? ¿Lo haría Pemex o los privados? ¿Producir gas es rentable y una forma sana de emplear recursos públicos? ¿O las reservas son insuficientes, por lo que se debe importar grandes volúmenes, como lo hacen España, Japón y Brasil? (Recordemos que México no es una potencia global en gas natural y ocupa el lugar número 34 entre los países del mundo con 15 trillones de pies cúbicos de reservas probadas). ¿Hasta qué punto se debe usar petróleo, carbón, agua o átomos, en vez de gas, en las centrales eléctricas?.

• La Sener y Pemex deben informar con precisión y veracidad cuánto gas hay y cuáles son las perspectivas reales de explotarlo en forma rentable en cada ubicación geográfica. La sociedad requiere información amplia y creíble del potencial gasífero del país en todos los aspectos, así como una evaluación económica de cada uno de los posibles proyectos. Estas evaluaciones deben ser realistas y transparentes y contar con pleno sustento técnico, sin ideologías y sin que las autoridades finjan abundancia. Hoy, no se tiene esa información. Por eso, no hay respuestas claras a las preguntas.

Por David Shields