Reducir las emisiones de metano, el reto de la industria petrolera

De acuerdo con el Global Methane Assessment 2021, las emisiones de metano son responsables del 30 por ciento del calentamiento global y provienen tanto de fuentes naturales (40 por ciento) como antropogénicas (60 por ciento). Estas últimas son generadas por la actividad humana y se concentran prácticamente en las siguientes actividades: ganadería (32 por ciento); hidrocarburos (23 por ciento), rellenos sanitarios y aguas residuales (20 por ciento); minería de carbón (12 por ciento) y cultivos de arroz (8 por ciento).

De estas actividades, la del sector hidrocarburos demanda un mayor esfuerzo por reducir su porcentaje en el corto plazo y así evitar que la temperatura global aumente en más de 2°C, uno de los principales riesgos para la economía global en la actualidad.

Lo anterior se debe a que dicha industria es la única que consume y comercializa gas natural, el cual está compuesto aproximadamente en un 90 por ciento por metano; también es la única que cuenta ya con una infraestructura por la que fluye el metano desde los yacimientos petroleros hasta el lugar de su consumo, llámese industria u hogares.

Las emisiones de metano del sector hidrocarburos se clasifican en tres tipos: venteos, fugas y aquéllas provenientes de la quema incompleta del gas.

Su participación dentro de las emisiones totales depende de la actividad petrolera que se realice, por ejemplo, en campos productores de petróleo crudo y gas asociado, el venteo puede representar el 70 por ciento de las emisiones; aquéllas derivadas de la quema incompleta, el 25 por ciento y las fugas, el 15 por ciento.

Por su parte, aguas abajo, en la distribución de gas natural, las fugas pueden representar más del 60 por ciento del total de emisiones.

Si bien resulta un sinsentido que una industria desperdicie indiscriminadamente lo que produce, consume y comercializa, la explicación se basa en tres motivos:

1.- Desarrollo de actividades petroleras donde no existe infraestructura (o existe, pero es inadecuada) para la recolección, procesamiento y transporte del gas natural.

2.- Si consideramos que el metano es invisible e inoloro, la falta de buenas prácticas operativas para aplicar tecnología de detección y cuantificación de emisiones de metano, que permita realizar una buena planeación para sustituir componentes, equipos y mejorar procesos que no conserven el gas, resulta crucial.

3.- Falta de penalidades económicas a operadores y permisionarios que decidan liberar el metano a la atmósfera.

Para dar un ejemplo, consideremos a Ixachi y Quesqui, ambos campos prioritarios de gas no asociado de Petróleos Mexicanos (Pemex), donde no debería de haber ni quemas ni venteos más que por motivos extremos de seguridad, sin embargo, la explotación acelerada para producir líquidos del gas (o condensados) para “estabilizar” la caída en la producción del petróleo crudo nacional, y la falta de un plan de desarrollo adecuado, le han costado al pueblo de México más de siete mil millones de pesos después de tres años, esto de acuerdo con información de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) obtenida y publicada por Reuters el pasado 18 de enero. México cuenta con una de las mejores regulaciones del mundo para prevenir y controlar las emisiones de metano, pero si queremos avanzar de forma contundente en esta materia, es necesario establecer penalidades económicas para las empresas y sanciones penales para las personas responsables de este tipo de decisiones. Esto es así desde 2018 en Canadá y probablemente pronto lo será en Estados Unidos.

La dura realidad le pegó a Petróleos Mexicanos (Pemex) obligándola a moderar sus metas rumbo al cierre del sexenio, lo que se reflejó en un grisáceo Plan de Negocios 2023-2027, el cual dista mucho de las expectativas triunfalistas planteadas a inicios de esta administración.

La amenaza de recesión económica y los ambiciosos proyectos, que no han dado los resultados esperados, están nublando el horizonte de la petrolera nacional.

De acuerdo con el documento presentado, la empresa no contempla un incremento significativo en las reservas Probadas, Probables y Posibles (3P), pues entre 2023 y 2027 solamente prevé la incorporación de 950 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

En contraste, dentro del Plan de Negocios 2019, se esperaba un aumento de 150 a 225 millones de barriles de crudo equivalente en reservas 3P, equivalente a un repunte de 50 por ciento.

En cuanto a su balance financiero, la estrategia de la empresa productiva del Estado pretende pasar de una pérdida de 69.6 mil millones de pesos en 2023, a una saldo positivo de 36.2 mil millones de pesos en 2027, siendo que en el Plan de 2019, la meta era pasar de una pérdida de 55 mil millones de pesos a un balance positivo mucho mayor, por 143 mil millones de pesos.

Con respecto a la extracción de crudo a nivel nacional, Pemex apuesta por alcanzar una plataforma de producción de 1.9 millones de barriles por día hacia 2024, cuando en el arranque del sexenio, la meta era de 2.6 millones de barriles diarios.

En su Plan de Negocios 2023-2027, Pemex no contempla un incremento significativo en las reservas Probadas, Probables y Posibles (3P).

La estrategia, en cuanto a producción de líquidos por nuevos campos, contempla una contracción de siete por ciento en el volumen, al pasar de 594 mil a 554 mil barriles por día entre el horizonte 2023-2027, mientras que en gas natural calcula un incremento de tan sólo tres por ciento, es decir, pasar de mil 664 a mil 716 millones de pies cúbicos por día.

Hay que recordar que en 2019 la petrolera proyectó que los campos nuevos tendrían una producción incremental de 11 mil barriles por día (337 mil barriles diarios hacia 2023) y para gas natural preveía un repunte de 22 millones de pies cúbicos diarios (mil 240 millones de pies cúbicos por día).

“Pemex se está dando un golpe contra la realidad que no tiene ya nada que ver con las altas y poco alcanzables expectativas de principios de esta administración”, destaca en entrevista Oscar Ocampo, coordinador de Energía del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO).

La estrategia de la compañía apunta a compensar la declinación de hidrocarburos a corto y mediano plazo, aprovechando los recursos técnicos para el desarrollo acelerado de descubrimientos recientes, maximizando el valor económico de las reservas de hidrocarburos mediante una estrategia de desarrollo que considera un volumen aproximado a recuperar de dos mil 641.1 millones de barriles diarios de aceite con condensado y siete mil 539.6 miles de millones de pies cúbicos de gas en un lapso de 15 años.

“Adicionalmente, se buscará la implementación de desarrollo acelerado de otros descubrimientos y se considera la evaluación y, en su caso, las gestiones de Pemex para obtener nuevas áreas que podrían fortalecer y complementar técnica y económicamente el portafolio de exploración y producción, bajo la normatividad correspondiente”, destaca el último Plan Nacional.

Sin embargo, Ocampo opina que la proyección de la petrolera no está atendiendo los problemas de fondo que le impiden impulsar la producción de crudo.

“No se ha logrado compensar el declive de Ku-Maloob-Zaap, principal reactivo petrolero que ha tenido una declinación muy importante”, destacó el especialista.

Entre enero de 2019 y noviembre de 2022 (último dato disponible), la producción de ese activo cayó 22 por ciento tras pasar de los 797 mil barriles diarios a únicamente 623 mil barriles diarios, lo que significa que dejó de aportar hasta 174 mil barriles por día, según datos del Sistema de Información Energética (SIE).

Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors, opina que, a pesar de los apoyos recibidos por el Gobierno federal, Pemex ha enfrentado problemas para el desarrollo de campos como Ixachi o Quesqui.

“Estos campos prioritarios han representado un reto importante para la petrolera y forman parte de la falta de una mejora estructural, no sólo operativa”, considera el especialista.

Optimismo en combustibles

En producción de gasolina se establece una mejoría, pues plantea un avance de 91 por ciento desde 86 mil barriles adicionales diarios a 165 mil barriles por día hacia 2027, y en diésel de ultra bajo azufre prevé un avance de 65 mil a 122 mil barriles por día, lo que significa un incremento de 88 por ciento como resultado de la puesta en marcha de la refinería Olmeca en Dos Bocas, Tabasco.

En el plan de Negocios de 2019 se esperaba pasar de 14 mil a 162 mil barriles diarios entre 2022 y 2023 en gasolina, y de 10 mil a 188 mil barriles diarios en diésel.

En procesamiento de crudo, Pemex aspira una ligera mejora al alcanzar un millón 690 mil barriles por día hacia 2027, frente al millón 486 mil barriles diarios que contemplaba hacia 2024.

Carlos Vallejo, experto de la consultoría Lexoil, opinó que la autosuficiencia energética difícilmente va a concretarse en lo que resta de este sexenio, a pesar de la incorporación de los complejos Deer Park y Olmeca, debido a que las refinerías mantienen un rezago en mantenimiento y eficiencia.

“Se debe básicamente a dos factores, prácticamente el sistema nacional de refinación no está trabajando como debería, y a que hay paros e inconsistencias en la operación”, explica Vallejo.

Añade que, aunque Pemex ha recuperado el terreno que había perdido en el mercado de combustibles al alcanzar una participación de mercado de 83 por ciento, la demanda de gasolinas y diésel va a continuar al alza dificultando que la empresa pueda abastecer todos los requerimientos a nivel nacional.

“Por la política energética vamos a ver una competencia menos intensa para Pemex en el mercado de gasolinas y es posible que siga afianzando su participación de mercado”, destaca el analista.

Por otro lado, en recursos prospectivos a evaluar, la petrolera espera pasar de 450 a 550 millones de barriles de crudo equivalente hacia 2027, la misma meta que estableció en el Plan de Negocios de inicios de esta administración.

“No estamos viendo grandes proyectos nuevos, basta recordar que el Gobierno federal suspendió las rondas petroleras y las alianzas entre Pemex y privados, lo que puso en pausa la oleada de planes de exploración que se anunciaron el sexenio pasado, por eso no esperamos grandes números en recursos prospectivos”, señala a su vez Arturo Carranza.

Avances en sostenibilidad

Dentro de su Plan de Negocios, Pemex incluyó un apartado enfocado en la sustentabilidad y el cuidado del medioambiente. De esta forma la empresa contará con un Comité de Sustentabilidad que se encargará de emitir directrices en la materia.

A través de estos mecanismos se identificarán y administrarán todos los riesgos y oportunidades en la cadena de valor ante cambios del entorno, los cuales incluirán los efectos del cambio climático y el sistema de comercio de emisiones, entre otros.

Con lo anterior Pemex busca maximizar el valor de los hidrocarburos de México, bajo una estrategia que se apegará a los principios de responsabilidad ambiental, social y gobernanza (ASG).

“Son medidas esperanzadoras en materia de procuración ambiental y es positivo que se haya contemplado en el Plan de Negocios; el reto es que se cuente con los recursos suficientes para cumplir esas medidas y que se concreten en la realidad”, subraya Vallejo.

Por Adrián Arias y Daniela Loredo @Adri_Telecom / @Da_Lored0