310,500 mdp anuales para hidrocarburos

Esa es la inversión promedio que el Gobierno mexicano prevé para el periodo 2012-2026; la demanda nacional de gas natural tendrá un crecimiento promedio de 3.5% anual.
plataforma  (Foto: Thinkstock)
CIUDAD DE MÉXICO (Notimex) -

En un escenario inercial se requerirá una inversión promedio anual de 310,500 millones de pesos en el periodo 2012-2026 para la producción de hidrocarburos en el país, proyectó la Secretaría de Energía (Sener). Esta inversión se destinará a mejorar resultados exploratorios, mantener la plataforma de producción, alcanzando niveles competitivos de costos de descubrimiento, desarrollo y producción, expone la dependencia federal en el documento "Prospectiva de petróleo crudo 2012-2026".

Apunta que este escenario inercial plantea alcanzar una plataforma de producción de petróleo de dos millones 827,000 barriles diarios en 2026.

Para el periodo 2012-2026 se obtendrá en promedio una producción de aceite de dos millones 808,000 barriles diarios y 7,356 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.

La producción en aguas profundas iniciará a partir de 2015 con la de gas del proyecto Lakach, en tanto la de aceite iniciará en 2021 con los proyectos Área Perdido y Holok.

La Sener expuso que se requerirá perforar 1,556 pozos en promedio por año entre 2012 y 2026, y estima que los proyectos de exploración permitirán incorporar reservas 3P (probadas, probables y posibles) de hidrocarburos por 2,004 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) en promedio anual durante el periodo 2012-2026.

Para ello, se reconoce el riesgo geológico y la incertidumbre asociada a cada localización y se mantiene la exploración en las cuencas terrestres, aguas someras y profundas.

El programa exploratorio tiene como meta alcanzar una tasa de restitución mayor al 100% en las reservas 1P durante todo el periodo.

En tanto, en el escenario de la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026 (ENE) se obtendrá una producción promedio de crudo de dos millones 937,000 barriles diarios y 8,061 millones de pies cúbicos diarios de gas natural durante el periodo 2012-2026.

De acuerdo con la prospectiva de la Sener, los requerimientos de inversión de este escenario alcanzarán un promedio anual de 339,900 millones de pesos entre 2012 y 2026.

Cambios en el mercado de gas natural

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 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.

La dependencia expone que para 2026 la producción de gas natural de Pemex Exploración y Producción (PEP) ascenderá a 8,958 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) en el escenario inercial y la producción de gas asociado tendrá una participación de 53.8% y 46.2% la de no asociado.

Los proyectos principales serán la exploración (sin aguas profundas y Burgos), con 2,752 MMpcd y Burgos, con 2,213 MMpcd.

Además, prevé una extracción de 1,343 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% entre 2011 y 2026, con 7,061 millones de pies cúbicos por día al final del periodo.

Este ejercicio de prospectivas 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.

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%, el gas directo de campos 10.3% 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%.

En lo que respecta a las importaciones, se espera un crecimiento promedio anual de 5.3% de 2011 a 2026 y en este último año, éstas totalizarán 3,816 millones de pies cúbicos por día y representarán 28.9% de la oferta total.

En el escenario ENE, PEP producirá 11,472 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 3,279 millones de pies cúbicos por día y el principal proyecto será Burgos, con 4,103 millones de pies cúbicos por día.

Por su parte, el gas asociado representará 59.4%, cuya producción reflejará la aplicación de métodos de recuperación mejorada, y estima un crecimiento promedio anual de 4.6% en la oferta de gas seco entre 2011 y 2026, con un volumen de 9,383 millones de pies cúbicos al final del periodo.

El gas producido en los CPG tendrá una participación de 71.4%, el gas directo de campos 27.2% y el etano reinyectado de 1.5%.

Las importaciones alcanzarán un volumen de 3,609 millones de pies cúbicos diarios en 2026, con un crecimiento medio de 4.9% anual entre 2011 y 2026.

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En lo que respecta a la demanda nacional de gas natural, se estima un crecimiento promedio de 3.5% anual, pasando de 7,923 millones de pies cúbicos diarios en 2011 a 13,207 en 2026.

En 2026 el sector eléctrico consumirá 46.3% del total, lo que lo convertirá en el principal demandante; el sector petrolero, principal consumidor, demandará 36.1% en el año referido.

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