La Comisión Reguladora de Energía (CRE) es la encargada de que el suministro de gas natural se haga con base en las normas mexicanas de calidad
Algunos estudios realizados en diferentes partes del mundo demuestran que hay afectaciones cuantificables de diversas índoles si se tiene una mala calidad del gas que se distribuye, ya que afecta la seguridad de las personas, el medio ambiente y las instalaciones de los permisionarios.
En México se observa que actualmente el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) tiene especificaciones de N2, así como valores del Índice Wobbe y del poder calorífico que no corresponden con los límites establecidos en la NOM vigente; lo anterior, como resultado de la presencia de altos contenidos de nitrógeno en el gas asociado al que se produce en la Zona Sur del país.
Se espera que con los cambios originados de la reforma energética este escenario cambie, ya que ante una situación de emergencia severa, el Centro Nacional de Control de Gas Natural (CENAGAS) estará autorizado a reducir la entrada de gas fuera de norma, sin afectar la operación del SNG, y podrá recurrir a fuentes alternas de suministro, trasladando el costo al suministrador incumplido.
A partir de este año se dispondrá de un instrumento regulatorio que obligue a cualquier suministrador a avisar oportunamente al CENAGAS y a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) cuando se enfrente una situación de emergencia severa. Además se establece un esquema de sanciones que desincentive a Petróleos Mexicanos (PEMEX) a seguir difiriendo las inversiones necesarias para resolver el problema.
Por lo que a través de un sistema de alertas será factible controlar y monitorear oportunamente la calidad del gas que se inyecta en la zona sur, este esquema establece rangos de incumplimiento que permiten una gradualidad tanto en las acciones como en las sanciones.
Antecedentes
La primera Norma Oficial Mexicana de calidad de gas (NOM‐001‐SECRE‐1997), publicada en 1997, establecía un límite de 3% para el contenido de gases inertes (N2+CO2), similar al que tienen autorizado los ductos de transporte en los Estados Unidos.
En el año 2000, PEMEX comenzó a inyectar al yacimiento un promedio de 1.2 millones de m3 de nitrógeno por día para mantener la presión del casquete en Cantarell y evitar la caída de la producción de crudo.
La creciente inyección de nitrógeno y la reducción en el volumen de gas asociado dieron como resultado una concentración elevada de inertes en el gas del casquete, y eventualmente se empezó a contaminar al gas asociado. Para contrarrestar esta situación, PEMEX decidió instalar una planta de separación de nitrógeno en el CPG del Nuevo PEMEX.
Cuando estaba en revisión la NOM‐001‐SECRE‐1997, PEMEX solicitó a la Comisión Reguladora de Energía se aumentara el límite máximo de contenido de nitrógeno, ya que empezaba a incrementarse su concentración en el gas natural producido en el sureste. Se adujo en aquella ocasión que esa sería una situación temporal, ya que el problema se resolvería en 2008 cuando entrase en operación la planta separadora de nitrógeno del Nuevo PEMEX. La CRE atendió la solicitud y en la NOM‐001‐SECRE‐2003 se estableció el límite máximo de gases inertes (N2+CO2) en 5%. Cinco años más tarde, cuando se inició el proceso de revisión de la NOM‐001‐SECRE‐2003, PEMEX solicitó que se incrementara nuevamente el límite máximo de N2, de manera temporal, mientras se instalaban dos nuevas plantas separadoras, adicionales a la que había entrado en operación en Nuevo PEMEX. En febrero de 2009 la CRE envió a Comisión Federal de Mejora Regulatoria (Cofemer) el proyecto de norma PROY-NOM-001-SECRE2008, que establecía la creación de dos zonas diferenciadas en el país: La zona sur, con un contenido máximo de inertes (N2+CO2) de 5% (con un periodo de transición de dos años) en el que el límite superior se establecía temporalmente en 7%, mientras que el resto del país con un contenido máximo de inertes de 4%.
En abril del 2009 el Secretario Técnico del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos (CNPM) presentó un escrito a la CRE impugnando el PROY-NOM-001-SECRE‐2008 en el que manifestó que el gas que estaba inyectando Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) en la Zona Sur no cumplía con las especificaciones previstas en dicho proyecto.
Los datos reportados por el CNPM implicaban que PGPB llevaba más de un año incumpliendo con la NOM-001-SECRE-2003 que estaba vigente.
En consecuencia, en el mes de junio la CRE expidió la NOM‐EM‐002‐SECRE-2009 Calidad del gas natural durante el periodo de emergencia severa, para permitir la inyección de gas con alto contenido de N2 en la Zona Sur, y se requirió a PGPB presentar las medidas que habría de tomar para que el gas natural que se inyectara en dicha región cumpliera con un máximo de 6% de concentración de N2.
En marzo de 2010 la CRE publicó la NOM‐001‐SECRE‐2010, Especificaciones del gas natural, que se encuentra vigente. Los plazos previstos en la norma fueron los que propuso PEMEX como imperiosos para la implementación de las medidas necesarias para el control del contenido de N2.
Situaciones de emergencia previstos en la NOM Emergencia operativa
La NOM‐001 establece que, en caso de emergencia operativa, el suministrador deberá notificar a los otros permisionarios y a los usuarios que puedan ser afectados, así como a la Comisión Reguladora de Energía. Se permite la entrega de gas natural, por un periodo máximo de 12 horas contadas a partir del momento de notificación, con un contenido de etano y de nitrógeno hasta en 1.5% por encima de los valores límite, y con una desviación en el Índice Wobbe hasta de ± 5% respecto a los valores límite, sin que la variación horaria pueda ser mayor del ±3%. Emergencia severa Cuando las condiciones normales no puedan restablecerse en un plazo máximo de 15 días naturales, el suministrador deberá comunicarlo de inmediato a la CRE, para que ésta determine las medidas procedentes. El 11 de diciembre de 2012, PEMEX informó a la CRE y a la Secretaría de Energía (SENER) que las concentraciones de N2 en la Zona Sur habían alcanzado 10% y 11% promedio al día, por lo que solicitaba se declarara una situación de emergencia severa. Informó además que la infraestructura de separación de N2 que PEMEX se había comprometido instalar para esa fecha aún seguía en evaluación.
El 20 de diciembre de 2012 la CRE emitió una resolución extendiendo por un año el plazo previsto en la NOM‐001 para entregar gas con un contenido máximo de N2 de 8% y le requirió a PEMEX presentar, de nueva cuenta, un programa calendarizado de acciones para reducir a 6% el contenido de N2.
El 31 de mayo de 2013 presentó un programa de acciones propuesto por PEP, indicando que la implementación de dicho programa afectaría al abasto de gas. Dicho programa no fue aprobado por la CRE. Para el 5 de diciembre de 2013 la SENER le requirió a PEMEX que planteara un programa de acciones que no afectara el abasto. Por lo que el 10 de diciembre de ese mismo año la CRE recibió copia de un oficio de SENER solicitando otorgar una extensión adicional a la entrada en vigor del límite de N2 para tener oportunidad de analizar la propuesta solicitada a PEMEX.
El 19 de diciembre de 2013 la CRE emitió la resolución por la que: Autorizó a PEMEX continuar suministrando gas con un máximo de 8% de N2 hasta el 28 de febrero de 2014. Se le requirió que, a más tardar el 14 febrero de dicho año, presentara el programa, previamente acordado con SENER, con las acciones para cumplir con la NOM-001. Por lo que la CRE recibió el programa de acciones que PEMEX había acordado con SENER en la fecha indicada.
El 27 de febrero de 2014, con base en el programa autorizado por la SENER, la CRE autorizó a PEMEX suministrar gas con un límite máximo de 7% de N2 durante un periodo de transición, comprendido del 1 de abril al 31 de diciembre de 2014, y estableció que a partir del 1 de enero de 2015, el gas natural que PEMEX suministre en la Zona Sur debe tener un contenido máximo de 6% de nitrógeno y cumplir con todos los demás parámetros previstos en la NOM.
Estado que guarda el gas que PGPB inyecta al SNG
PGPB ha seguido incumpliendo con la obligación de mantener el N2 que inyecta al SNG en la Zona Sur dentro de los límites previstos en la NOM001.
De los informes mensuales presentados por PGBP, se observa que el gas medido en diferentes puntos de la Zona Sur, presentan especificaciones de N2, poder calorífico e Índice Wobbe fuera de los límites previstos. Se observa un periodo de 55 días continuos en que PGPB transportó gas natural con concentraciones de N2 superiores a 8% vol. (promedio diario).
Perspectivas para el futuro inmediato
Después de 7 años de inyectar gas que incumple con la NOM, es evidente que PEMEX no cumplirá con la concentración de 6% a partir del 1º de enero de 2015, a menos que se tomen medidas adicionales.
A partir del 1°de marzo de 2015, CENAGAS se hace responsable de la operación del Sistema Nacional de Transporte y Almacenamiento de Gas Natural.
CENAGAS no tiene facultades para interpretar la NOM-001 ni está autorizado para decidir bajo qué condiciones puede aceptar gas que no cumple con las especificaciones de la NOM o qué medidas tomar para minimizar las posibles afectaciones a los usuarios. Si CENAGAS acepta gas fuera de especificaciones sin una autorización expresa de la CRE, está sujeto a las sanciones que establece la Ley de Hidrocarburos y la Comisión está obligada a imponérselas. Si rechaza el gas, como establece la NOM, generará un problema de abasto y un riesgo de descontrol en el SNG. Nuevas medidas acordadas por la CRE Para hacer frente a esta situación, el 10 de diciembre de 2014 la CRE emitió la RES/596/2014 en la que acordó: Establecer a PEMEX, y cualquier otro suministrador de gas natural, la obligación de informar oportunamente a la CRE, al CENAGAS y a los permisionarios y usuarios que se puedan ver afectados, cuando el gas incumple con la NOM-001, para que se puedan tomar las medidas permanentes. Establecer los rangos de tolerancia y el marco de acción bajo el que debe operar el CENAGAS ante una situación de incumplimiento. Establecer los incentivos económicos adecuados para que PEMEX cumpla con lo establecido en la NOM.
Las medidas acordadas entraron en vigor desde el pasado 1° marzo, y son las que se describen a continuación:
1. Se establece al suministrador la obligación de expedir las siguientes alertas: Alerta Roja, cuando el gas incumple alguno de los límites previstos en la NOM-001. Emergencia Operativa, cuando el suministrador enfrenta un problema operativo que se puede resolver en un plazo máximo de 12 horas. Emergencia Severa, cuando ocurre alguna de las siguientes situaciones: Los niveles de incumplimiento exceden los límites previstos en la resolución, o cuando el suministrador no está en posibilidad de restablecer los límites previstos por la NOM-001 en un plazo máximo de 15 días.
2. Se permite seguir suministrando gas natural mientras no se excedan los límites previstos para declarar una situación de Emergencia Severa, pero se deja claro que la recepción de gas fuera de especificaciones no exime al suministrador de las sanciones previstas en la legislación vigente.
3. Los usuarios están en su derecho de rechazar el gas natural que no cumpla con la NOM-001.
4. Cuando se excedan los límites establecidos en la condición de Emergencia Severa, el CENAGAS deberá limitar el acceso del gas a lo estrictamente necesario para no afectar la operación del sistema y, en la medida de lo posible, deberá sustituirlo por gas proveniente de otras fuentes de suministro.
5. Los costos en que incurra CENAGAS por el reemplazo de gas deberán ser cubiertos por el suministrador responsable del incumplimiento.
6. CENAGAS deberá presentar a la CRE en un plazo de seis meses una propuesta para disponer de fuentes alternas de suministro que le permitan hacer frente a situaciones de Emergencia Severa y/o de Alertas Críticas.
7. Conforme a lo previsto en la Ley de Hidrocarburos, se aplicarán las siguientes sanciones al suministrador responsable del incumplimiento de la calidad de gas: a. 15 mil salarios mínimos cada vez que sea necesario declarar una Alerta Roja y 15 mil salarios mínimos por día adicional que transcurra sin corregir el problema. b. 60 mil salarios mínimos cada vez que sea necesario declarar una Emergencia Severa por incumplimiento del contenido de ácido sulfhídrico o contenido de humedad, y 60 mil salarios mínimos por día adicional que transcurra sin corregir el problema. c. 30 mil salarios mínimos cada vez que sea necesario declarar una Emergencia Severa por incumplimiento de cualquier otro de los parámetros de calidad, y 30 mil salarios mínimos por día adicional que transcurra sin corregir el problema. d. Las sanciones anteriores se duplicarán en caso de negligencia por no implementar oportunamente las medidas necesarias para asegurar la calidad del gas natural.
8. Se aplicará una sanción de 60 mil salarios mínimos al suministrador que no declare oportunamente la existencia de una Alerta Roja o de una Emergencia Severa. La sanción se incrementará a 150 mil salarios mínimos en caso de reincidencia
9. Se aplicará una sanción de 15 mil salarios mínimos a los permisionarios de transporte o de distribución cuando se haya declarado una Alerta Roja o una situación de Emergencia Operativa y no avisen oportunamente a los usuarios o permisionarios que pudieran verse afectados. La sanción será de 30 mil salarios mínimos en caso de Emergencia Severa.
10. Se aplicará una sanción de 60 mil salarios mínimos a los permisionarios de almacenamiento que reciban gas que incumple con las especificaciones de la NOM-001 y que no cuenten con instalaciones de acondicionamiento que les permita restablecer la calidad del gas recibido para ponerlo dentro de norma.
