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Prevé Sener cambios estructurales en mercado de gas natural

21/10/2012 08:01 0 Comentarios Lectura: ( palabras)

Entre 2012 y 2026, el mercado de gas natural en México incluye una nueva estrategia con la que se prevé la construcción y puesta en marcha de infraestructura de transporte del energético, aunada al crecimiento de la red de distribución. De acuerdo con los documentos de planeación del sector, emitidos por la Secretaría de Energía (Sener), y relativos a la Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012-2026, entre este periodo se prevé el inicio de operaciones de los proyectos de transporte de gas natural: los gasoductos Manzanillo-Guadalajara, Tlaxcala-Morelos, Tamazunchale-El Sauz. A esta lista se incluye los gasoductos Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino), Frontera-Los Ramones-Centro, Del Noroeste, Zacatecas, Yucatán y Jáltipan-Salina Cruz. En el documento, la dependencia expone que para 2026 la producción de gas natural de Pemex Exploración y Producción (PEP) ascenderá a ocho mil 958 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) en el escenario inercial y la producción de gas asociado tendrá una participación de 53.8 por ciento y 46.2 por ciento la de no asociado. Los proyectos principales serán la exploración (sin aguas profundas y Burgos), con dos mil 752 MMpcd y Burgos, con dos mil 213 MMpcd. Asimismo, prevé una extracción de mil 343 millones MMpcd de shale gas proveniente del play Eagle Ford. En cuanto a la oferta de gas seco de Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) crecerá en promedio 2.6 por ciento entre 2011 y 2026, con siete mil 61 millones de pies cúbicos por día al final del periodo. Este ejercicio de prospectivas, publicado por la Sener, considera dos escenarios vinculados a las trayectorias y metas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026. El escenario ENE incluye la visión de largo plazo plasmada en la Estrategia, y considera la explotación de gas natural de los plays Eagle Ford en 2016 y La Casita en 2019. Asimismo, el escenario inercial incluye proyecciones que consideran techos presupuestales de inversión y una plataforma productiva moderada, en comparación al escenario ENE; el escenario inercial considera la explotación de los recursos de shale gas de Eagle Ford en 2016. Sobre la oferta de los Complejos Procesadores de Gas (CPG), la dependencia estima que representará 87.3 por ciento, el gas directo de campos 10.3 por ciento y el etano reinyectado (etano obtenido del fraccionamiento de las corrientes alimentadas a las plantas de PGPB y que se inyecta a los ductos), 2.4 por ciento. En lo que respecta a las importaciones, se espera un crecimiento promedio anual de 5.3 por ciento de 2011 a 2026 y en este último año, éstas totalizarán tres mil 816 millones de pies cúbicos por día y representarán 28.9 por ciento de la oferta total. En el escenario ENE, PEP producirá 11 mil 472 millones de pies cúbicos por día de gas natural en 2026. La principal diferencia de este escenario respecto al inercial es la mayor producción de shale gas proveniente de los plays Eagle Ford y La Casita, con tres mil 279 millones de pies cúbicos por día y el principal proyecto será Burgos, con cuatro mil 103 millones de pies cúbicos por día. Por su parte, el gas asociado representará 59.4 por ciento, cuya producción reflejará la aplicación de métodos de recuperación mejorada, y estima un crecimiento promedio anual de 4.6 por ciento en la oferta de gas seco entre 2011 y 2026, con un volumen de nueve mil 383 millones de pies cúbicos al final del periodo. El gas producido en los CPG tendrá una participación de 71.4 por ciento, el gas directo de campos 27.2 por ciento y el etano reinyectado de 1.5 por ciento. Las importaciones alcanzarán un volumen de tres mil 609 millones de pies cúbicos diarios en 2026, con un crecimiento medio de 4.9 por ciento anual entre 2011 y 2026. En lo que respecta a la demanda nacional de gas natural, se estima un crecimiento promedio de 3.5 por ciento anual, pasando de siete mil 923 millones de pies cúbicos diarios en 2011 a 13 mil 207 en 2026. En 2026 el sector eléctrico consumirá 46.3 por ciento del total, lo que lo convertirá en el principal demandante; el sector petrolero, principal consumidor, demandará 36.1 por ciento en el año referido.


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