Una decisión de especificación en 2023, no una decisión de combustible en 2023
México presentó una Contribución Determinada a nivel Nacional actualizada en noviembre de 2022 y elevó su meta no condicionada de reducción de emisiones a 35% por debajo de una trayectoria tendencial para 2030, frente a una proyección tendencial (BAU) de 991 MtCO2eq para ese año, con 40% disponible si se otorga apoyo internacional. El compromiso anterior, presentado en 2020, era de 22% (Enerdata, 21 de noviembre de 2022).
Nada en ese compromiso obliga a una planta privada en Monterrey o en Altamira a quemar un combustible distinto el año próximo. Lo que sí hace es marcar la dirección en la que se moverán los clientes, los acreedores y con el tiempo la regulación mexicana, y lo hace en un horizonte que se cruza con el equipo que un operador de industria pesada está especificando en este momento. Una caldera de proceso o un horno de recalentamiento comprados en 2023 seguirán en la planta en 2045. La decisión de combustible está a décadas de distancia. La decisión que la cancela o la conserva se está tomando en este ciclo presupuestal.
Ese es el argumento de este texto. Para la industria mexicana, los combustibles de bajo carbono no son una pregunta de abastecimiento en 2022. Son una pregunta de especificación de capital, y los operadores que los traten así pagarán una fracción de lo que pagarán por readaptar más adelante quienes pospongan la decisión.
Lo que estableció la Agencia Internacional de Energía y a qué escala
La Agencia Internacional de Energía publicó The Role of Low-Carbon Fuels in the Clean Energy Transitions of the Power Sector en octubre de 2021. Su hallazgo útil para un lector industrial es una afirmación sobre escala, no un pronóstico. La AIE reporta que la cocombustión con hasta 20% de amoniaco y más de 90% de hidrógeno se ha realizado con éxito en centrales eléctricas pequeñas, con proyectos de prueba de mayor escala en desarrollo.
Conviene leer ese dato con cuidado antes de sacar conclusiones. El equipo de combustión existente puede aceptar una participación parcial de combustible de bajo carbono sin ser sustituido, y eso es lo que vuelve la readaptación una ruta creíble y no un eslogan. La escala demostrada es pequeña, y la AIE señala de forma explícita que los proyectos de gran escala son pruebas. Un operador puede planear razonablemente la flexibilidad de combustible. Lo que no puede planear razonablemente es una cadena de suministro de hidrógeno o de amoniaco en México con un calendario de esta década, porque no existe.
La ley mexicana ya cuenta el hidrógeno como energía limpia, y eso no equivale a que sea utilizable
El artículo 3, fracción XXII de la Ley de la Industria Eléctrica define las energías limpias de manera amplia. Más allá de la eólica, la solar, la hidroeléctrica, la geotérmica y la biomasa, la definición incluye expresamente la generación nucleoeléctrica, la cogeneración eficiente que cumple los criterios de eficiencia de la CRE, las centrales térmicas con captura y almacenamiento geológico de carbono, el biogás y la captura de metano, y la combustión de hidrógeno que cumpla criterios mínimos de eficiencia y de emisiones de ciclo de vida. La meta legal a la que contribuyen estas fuentes es una participación mínima de 35% de energías limpias en la generación eléctrica para 2024, establecida en el Transitorio Tercero de la Ley de Transición Energética.
El punto está en la distancia entre esa definición y cualquier cosa sobre la que un operador pueda actuar. Para que la combustión de hidrógeno califique, alguien tiene que fijar y administrar los criterios mínimos de eficiencia y de emisiones de ciclo de vida, y esa es una función de la CRE. La SENER, que emite la política energética nacional y el PRODESEN, no ha publicado una estrategia nacional de hidrógeno. Una asociación del sector, la Asociación Mexicana de Hidrógeno, ha venido pidiendo una. Mientras no existan los criterios, una planta mexicana que queme hidrógeno no tiene un estándar definido contra el cual certificarse ni un mecanismo para convertir eso en un Certificado de Energía Limpia o en algo que el área de compras de un cliente acepte como evidencia.
A nuestro juicio, eso favorece comprar opcionalidad en lugar de comprar combustible. También favorece tomar en serio la cogeneración eficiente, porque ya está dentro de la definición de energías limpias, ya cuenta con criterios de la CRE y ya se recupera por costo de combustible en sitios con carga térmica estable.
El riesgo de combustible que ya está vigente es el suministro de gas, no el carbono
La industria pesada mexicana funciona con gas natural importado. Los datos de balance de la SENER, compilados por el IMCO en agosto de 2022, muestran que las importaciones cubrieron el 73.1% de la demanda nacional de gas natural entre enero y septiembre de 2021. Esa base de cálculo importa, porque las cifras de prensa sobre la dependencia mexicana de gas importado van de alrededor de 70% a 90% según si el denominador es el consumo, la oferta o solo las importaciones por ducto.
Una dependencia de ese nivel ya ha interrumpido la producción. El CENAGAS, gestor y operador independiente del SISTRANGAS, ordenó restricciones al consumo industrial de gas durante la helada de Texas de febrero de 2021, cuando el suministro proveniente de Estados Unidos se desplomó. Para una planta con un horno continuo, eso no es un problema de emisiones. Es un problema de lote perdido con un costo por hora cuantificable, y los directores de finanzas que ya pasaron por uno conocen esa cifra para su propio sitio.
La observación comercial que conviene retener es que los dos problemas comparten soluciones. La capacidad de doble combustible, el almacenamiento de combustible en sitio, la capacidad de transporte firme en lugar de interrumpible y la cogeneración que eleva la producción útil por unidad de gas reducen hoy la exposición a una interrupción de suministro y reducen después el costo de un cambio de combustible. Es un caso poco frecuente en el que el argumento de confiabilidad y el de descarbonización financian el mismo equipo, y es el argumento que conviene presentar ante un comité de inversión, porque la mitad de confiabilidad rinde desde ahora. Nuestra nota sobre la dependencia del gas natural estadounidense detalla esa exposición con mayor amplitud.
Puertos y transporte marítimo, con la estimación identificada como tal
México tiene puertos en el Pacífico y en el Golfo, forma parte del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá y es la segunda economía más grande de América Latina. Por esos hechos, los combustibles marinos de bajo carbono se siguen planteando como una oportunidad para México. El hidrógeno verde y azul, el amoniaco verde y azul, el metanol verde y los biocombustibles son candidatos como combustible marino, y cada uno exige infraestructura distinta de manejo, almacenamiento y seguridad en tierra.
Estimamos que adaptar los puertos mexicanos para el suministro de combustibles de cero carbono a buques requeriría entre USD 1,700 millones y USD 2,700 millones de inversión en infraestructura en tierra para 2030. Ese rango es una estimación interna propia. No proviene de una base de datos publicada, no es una estimación de ingeniería costeada para terminales específicas y debe leerse como una cifra de planeación de orden de magnitud, no como un número sobre el cual suscribir un compromiso financiero. La presentamos porque a los operadores industriales cercanos a puertos se les pide planear en torno a un desarrollo cuya escala nadie ha publicado, y una estimación identificada como tal resulta más útil que el silencio. Debe sustituirse por costeos a nivel de terminal en cuanto exista alguno.
Para un operador con planta cerca de Manzanillo, Lázaro Cárdenas, Veracruz o Altamira, la implicación de corto plazo es más acotada que el encabezado. La infraestructura de abastecimiento de combustible marino atrae capacidad de manejo de gases industriales, amoniaco e hidrógeno a los mismos corredores. Donde eso ocurre, cambia la disponibilidad local de combustible y cambia la carga eléctrica local, lo que cambia lo que CFE Distribución puede ofrecer a nuevas conexiones en ese corredor. Las decisiones de selección de sitio que se tomen en 2023 deberían plantear la pregunta.
Especificaciones para la próxima compra de quemadores
Lo siguiente corresponde a la próxima compra de equipo de combustión y a la próxima renovación del contrato de gas en cualquier sitio industrial en México:
- Una declaración por escrito del proveedor del quemador o de la caldera sobre la participación volumétrica máxima de hidrógeno o de amoniaco que el equipo acepta tal como se entrega, y el alcance y el costo de la readaptación necesaria para elevarla.
- La compatibilidad de materiales en el tren de combustible, los sellos y la instrumentación, declarada por el proveedor y no supuesta.
- El rango de modulación y la estabilidad de la combustión en toda la mezcla de combustible prevista, porque una mezcla que funciona a fuego máximo puede no sostenerse a carga parcial.
- El desglose actual de su combustible de alcance 1 por proceso, en unidades de energía, con el costo puesto en planta por GJ de cada corriente.
- Si su capacidad de transporte de gas es firme o interrumpible, y qué permite el contrato que recorten el CENAGAS o su comercializador.
- El costo por hora de una interrupción no programada de combustible en cada línea de producción, calculado y no estimado.
- Si una configuración de cogeneración califica conforme a los criterios de eficiencia de la CRE con la relación calor-electricidad de su sitio.
Nada de eso obliga a comprometerse con un combustible. Todo ello cuesta menos obtenerlo antes de firmar una orden de compra que después.
Incorpore flexibilidad de combustible en el próximo ciclo de inversión
Mexico Energy Partners puede revisar en conjunto la posición de combustible y de electricidad de una instalación, con la firmeza del suministro de gas, la elegibilidad de la cogeneración conforme a los criterios de la CRE y lo que una especificación flexible en combustible agrega al costo del equipo que ya está en el plan de inversión. La revisión inicial requiere doce meses de facturación de gas y de electricidad, los contratos vigentes de transporte y de suministro de gas, el desglose del combustible de proceso por uso final y la lista de equipos con reemplazo previsto en los próximos cinco años. Consulte nuestro trabajo con operaciones de acero y metales y de productos químicos, y nuestro enfoque de abastecimiento de energía en México.
Agende una llamada técnica sobre flexibilidad de combustible