La Privatización Furtiva del Gas Natural
en México
(Continúa)
3 FRAGMENTACION DEL PROCESO DE TRABAJO
3.1 El gas natural ¡ES! un hidrocarburo
Los mismos
permisionarios lo dicen, hablan de “hidrocarburo a manejar” y el
fluido es el “gas natural”. Así hacen la descripción
de las bases de diseño de sus sistemas indicando su peso molecular,
gravedad específica y poder calorífico (TRA146 2003).
Pemex
(PGPB 2007) lo dice claramente: “El gas natural es una mezcla de
hidrocarburos simples que se encuentra en estado gaseoso, en condiciones
ambientales normales de presión y temperatura ... El gas natural
comercial está compuesto aproximadamente en un 95% de metano
(CH4), que es la molécula más simple de los
hidrocarburos. El 5% restante está constituido por etano, propano e
hidrocarburos pesados, así como pequeñas cantidades de
nitrógeno, oxígeno, dióxido de carbono, compuestos de
azufre y agua”.
Por otra parte, “el gas licuado es una mezcla
de hidrocarburos compuesta principalmente de propano y butano” (PGPB
2007). El gas natural licuado (GNL) es un gas enfriado y condensado al estado
líquido. En este proceso (de licuefacción), las impurezas, tales
como agua, dióxido de carbono, azufre e hidrocarburos pesados, son
removidas.
En Estados Unidos (IELE 2004) se dice que el GNL surge de
diferentes fuentes y puede tener diferentes composiciones. En promedio, la
composición típica del GNL es de 95% de metano y el 5% restante de
otros productos; el contenido de agua es cero. Por ejemplo, el gas de Alaska
contiene 99.72% de metano y, el resto, de etano, propano, butano y
nitrógeno. El gas de Argelia contiene 86.98% de metano.
De manera
que el gas natural, formado en su mayor proporción por metano, es un
hidrocarburo. Solamente los legisladores mexicanos son capaces de
“acordar” lo contrario. ¡Nada es casual, por supuesto! El
objetivo de ese “error” es la supresión de funciones
constitucionales a Pemex fragmentando el proceso de trabajo para privatizarlo.
Tal proceso incluye la exploración, producción, tratamiento,
transporte, distribución y comercialización.
El gas natural
se transporta desde las baterías de separación, si es gas
asociado, o desde el pozo si es gas no asociado, hasta los complejos
procesadores de gas, cuando el gas es húmedo y/o si contiene impurezas.
El gas seco dulce se distribuye directamente para su
comercialización.
No obstante, el gobierno federal (y los
legisladores) consideran que el transporte, distribución, almacenamiento
y comercialización del gas No son parte del proceso de trabajo y, por lo
mismo, estas fases no son parte de la industria petrolera. Se trata de una
argumentación débil, por decir menos, para privatizar las
funciones e infraestructura productiva mediante la fragmentación del
proceso de trabajo petrolero, en este caso, del gas natural. Lo que sí es
grave, por ser neciamente torpe, es afirmar que el metano, el gas natural, NO es
un hidrocarburo.
3.2 Sistema Nacional de Gasoductos de Pemex
El Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)
cuenta con 12 mil kilómetros de gasoductos interconectados, son de
diferentes diámetros y longitudes y se extienden por el territorio
nacional en 19 estados. El gas se entrega a más de 1,094 usuarios
industriales y comerciales. Para su operación y mantenimiento, el SNG
está dividido en 13 sectores (Cárdenas, Minatitlán, Ciudad
Mendoza, Venta de Carpio, Salamanca, Guadalajara, Madero, Reynosa, Monterrey,
Torreón y Chihuahua) distribuidos en tres zonas geográficas
(Norte, Centro y Sur) (Pemex 2007a).
Los sistemas de transporte por
ductos están representados por 9,016.6 km para el transporte de gas
natural, 1,835.2 km. para gas licuado y 1,216.1 km para petroquímicos
básicos (PGPB 2007).
Pemex Gas cuenta con 15 estaciones de
compresión y 5 estaciones de bombeo. El transporte diario es de 4,000
millones de pies cúbicos (MMpcd) de gas natural y 182 mil barriles
diarios (Mbd) de gas licuado.
3.3 El mercado de la regulación
Pemex, en su propia página
reconoce que existe un proceso de privatización. La paraestatal informa
que en 1995 se modificó la Ley petrolera, “la cual permite la
participación del sector privado en las actividades de transporte,
almacenamiento, distribución y comercialización en la industria
del gas natural de México” (PGPB 2007). También explica los
alcances de esas contrarreformas indicando que “el marco regulatorio
vigente promueve la entrada de nuevos participantes, buscando mayor
competitividad”. Este último argumento es muy débil para
justificar la inconstitucionalidad de las “regulaciones”.
En
forma explícita, Pemex señala que “El procesamiento del gas
se mantiene como actividad estratégica de la industria petrolera”.
Pero, agrega que, “se permite la participación de terceros en el
trasporte de gas natural. Pemex se retiró de la actividad de
distribución en redes locales y ésta la desarrollan terceros que
operan con permisos otorgados por la CRE. Pemex está obligado a ofrecer
el acceso abierto en sus ductos. En la comercialización de gas se permite
la participación de terceros, tanto en territorio nacional como para
realizar importaciones y exportaciones” (PGPB 2007).
Esto es, ni
Pemex puede sostener lo que asumieron los legisladores al “aprobar”
que el gas natural no es parte de la industria petrolera. Pemex sí asume
que hay una fragmentación del proceso de trabajo. Ahora, se mantiene la
fase de procesamiento de gas como actividad estratégica, no así el
resto. Pemex incurre en serios errores porque el proceso de trabajo petrolero
(incluyendo el gas natural) está constituido por más fases que se
“ignoran” a favor de la
privatización.
Tratándose del transporte de gas natural,
PGPB (2007) afirma que, entre 1996-2000, se llevó a cabo la
“Desincorporación de ductos de Pemex Gas en 13 zonas de
distribución que pasaron a manos de particulares. El “Otorgamiento
de los permisos de transporte a Pemex Gas por parte de la CRE”
implicó al “Sistema Nacional de Gasoductos en junio de 1999”
y al “Sistema Naco–Hermosillo, en marzo de 1999”. Según
PGBP, “la CRE otorgó 21 permisos de transporte a empresas privadas
que distribuyen 7% del gas natural en el país”.
Esto es,
llanamente, la desintegración del proceso de trabajo, incluyendo a la
infraestructura física. Por supuesto, los enemigos de Pemex, los mismos
que supuestamente la “dirigen”, se sienten orgullosos de que
“Pemex Gas no es un monopolio sino que participa en un mercado abierto a
la competencia”.
3.4 Proyecto TICV
A Pemex no le interesa el proceso de trabajo sino, solamente,
el proceso de valor. El Plan Estratégico de Permex Gas está basado
en un modelo de negocios. Para mejorar y transformar la llamada “cadena de
valor” (desde la recepción de la materia prima hasta la
comercialización de sus productos) de Pemex, se tiene en marcha el
Proyecto de Transformación e Innovación de la Cadena de Valor
(PICV), basado en la plataforma tecnológica System Applications and
Products (SAP). (Pemex 2007b).
Para ello se identificaron los
principales procesos (macro procesos) y se dividieron procesos primarios, de
soporte y administrativos. Los procesos que integran la cadena de valor de Pemex
Gas están soportados en la solución de negocios “mySAP
Business suite”.
Las aplicaciones del proyecto se clasifican en
Sistemas Operacionales, de Control y Optimización y Desarrollos Propios.
El macroproceso de producción es el responsable del procesamiento del gas
natural y de la recuperación en líquidos del gas. En 10 complejos
procesadores de gas se realizan las actividades relacionadas con el
endulzamiento del gas, endulzamiento de líquidos,
criogenia/absorción, fraccionamiento y recuperación de
azufre.
Para mejorar el encadenamiento de los procesos de
producción, en 2006, se desarrolló el proyecto
Visualización e Integración de Procesos (VIP) el cual permite
visualizar la información relevante para la operación y control
del proceso de producción.
Estos proyectos están basados en
las propuestas privatizadoras de reestructuración de Pemex,
específicamente el llamado Proyecto SUMA que impulsan las burocracias
administrativas en turno. Ese proyecto se caracteriza por desintegrar al proceso
de trabajo. Bajo la reestructuración “administrativa” subyace
la renuncia explícita al ejercicio de las funciones estratégicas
constitucionales para entregarlas a las
transnacionales.
3.5 Reservas probadas de gas
Pemex actualiza sus reservas con base en las definiciones
internacionales aceptadas por los organismos financieros. Para las reservas
probadas, las definiciones corresponden a las establecidas por Segurities and
Exchange Commission (SEC), organismo norteamericano que regula los mercados de
valores y financieros en Estados Unidos (Reservas 2006).
Pemex dice que
con estas definiciones, ha establecido procesos de trabajo auditables,
así como cantidades y clasificación de reservas, también
auditables. Las reservas se definen como “aquellas cantidades de
hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de
acumulaciones conocidas a una fecha dada”. Las reservas probadas las
define Pemex, de una manera complicada, como “volúmenes de
hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas y bajo condiciones
económicas y de operación existentes a una fecha
específica, que se estima, serán comercialmente recuperables con
certidumbre razonable, cuya extracción cumple con las normas
gubernamentales establecidas, y que han sido identificadas por medio del
análisis de información geológica y de
ingeniería”.
El petróleo crudo equivalente “es
una forma utilizada a nivel internacional para representar el inventario total
de hidrocarburos. Su valor es el resultado de adicionar los volúmenes de
aceite crudo, de condensados, de los líquidos en planta, y del gas seco
equivalente a líquido. Este último corresponde, en términos
de poder calorífico, a un cierto volumen de aceite crudo”. Para el
gas seco equivalente a líquido, se considera un factor de 192.27 barriles
por millón de pies cúbicos.
En 2006, las reservas probadas
1P de gas natural reportadas por Pemex indicaban 13,274.2 MMMpc de gas asociado
y 6,682.7 MMMpc de gas no asociado, es decir, un total de 19,956.9 MMMpc
(Reservas 2006). El gas seco no asociado representaba 2,833.5 MMMpc y, el total
de gas seco sería de 14,557.3 MMMpc.
3.6 Producción de gas
México es un país altamente productor de
petróleo crudo pero no de gas natural. Con el crudo se produce gas
natural asociado en apreciables volúmenes que, sin embargo, no son
suficientes para satisfacer la demanda nacional.
En enero de 2007, la
producción de gas natural fue de 5,736 millones de pies cúbicos
diarios (MMpcd), siendo gas asociado 3,244 MMpcd y gas no asociado 2,491 MMpcd.
La estructura por regiones indica una producción de 1,930 MMpcd en las
regiones Marinas, 1,369 MMpcd a la región Sur y 2,437 MMpcd a la
región Norte (Pemex 2007c).
Con el actual nivel de
producción de gas natural y reservas probadas 1P, la relación
reservas/producción al 1º. de enero de 2006 era de 9.5 años
(energia80, 2006). Actualmente, esa relación es menor porque la
producción está en aumento y las reservas probadas en declive sin
que haya una reposición suficiente de las mismas.
La actual
producción de gas natural no satisface las necesidades nacionales
derivadas del consumo. Las importaciones de gas natural en enero de 2007 fueron
de 376.2 MMpcd y 73.7 Mbd de gas licuado (Pemex 2007d).
El proceso de trabajo petrolero ha sido fragmentado para favorecer la privatización
furtiva en marcha, tratándose del almacenamiento, distribución y transporte de gas natural
Comisión de Energia
