La dependencia del gas natural estadounidense implica riesgos
El suministro de gas de México pasa por un solo corredor
Toda instalación industrial en México que quema gas natural, o que compra energía de la red generada con él, opera sobre un supuesto que probablemente nunca ha costeado: que las moléculas seguirán llegando desde Texas. La U.S. Energy Information Administration (EIA) ubicó las exportaciones por ducto hacia México en un promedio de 4.2 miles de millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) en 2017 y de 4.4 Bcf/d entre enero y mayo de 2018, y reportó que solo el sur de Texas aportó cerca de tres cuartas partes de ese volumen, con un promedio de 3.2 Bcf/d en 2017. Las exportaciones superaron los 5 Bcf/d por primera vez en julio de 2018 (EIA, Today in Energy, 22 de agosto de 2018).
La pregunta que un gerente de planta o un director de finanzas debería poder responder es acotada. Si los flujos del sur de Texas se restringen durante una semana en enero, ¿la planta sigue operando, con el gas de quién y a qué costo por MMBtu? La mayoría de los sitios en México no puede responderla, porque la respuesta está en un contrato de transporte que nadie ha leído desde que se firmó.
A nuestro juicio, el riesgo determinante no es el volumen de capacidad de importación, que ha crecido con rapidez. Es la capacidad efectiva de entrega hacia el interior de México y la posición contractual de cada usuario del transporte el día en que el sistema queda corto. Son dos exposiciones distintas y solo una se resuelve construyendo más ducto.
Cómo se construyó la dependencia
La Prospectiva de Gas Natural 2017-2031 de la SENER registra una demanda nacional de gas natural de 7,618.63 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) en 2016 frente a importaciones de 4,168.1 MMpcd. Las importaciones cubrieron 54.7% del consumo de ese año, y 87.2% de ellas llegaron por ducto y no como gas natural licuado. La producción nacional venía cayendo desde 2010 y la brecha se cerró con gas estadounidense, no con nueva oferta mexicana. El sector eléctrico mexicano hizo el mismo cambio para dejar atrás el combustóleo en ese mismo periodo, razón por la cual la demanda de gas en México siguió aumentando aun cuando la producción caía.
La capacidad transfronteriza se amplió en la misma medida. La EIA contabilizó 7.3 Bcf/d de capacidad de exportación en los cruces fronterizos a diciembre de 2016, con otros 3.5 Bcf/d en construcción y 3.3 Bcf/d programados para 2018 (EIA, Today in Energy, 1 de diciembre de 2016). La mayor adición individual fue Valley Crossing, de Nueces a Brownsville, con 2.6 Bcf/d y puesta en marcha en octubre de 2018. Le siguieron en noviembre de 2018 La Laguna a Aguascalientes (1.2 Bcf/d), Villa de Reyes a Aguascalientes y Guadalajara (0.9 Bcf/d) y Samalayuca a Sásabe (0.5 Bcf/d) (EIA, Today in Energy, 22 de agosto de 2018).
La capacidad en papel no es gas en el quemador
El oeste de Texas ilustra con claridad la diferencia entre una cosa y la otra. Ahí la capacidad de exportación aumentó, pero los flujos reales promediaron apenas 0.4 Bcf/d en 2017 y 0.5 Bcf/d de enero a mayo de 2018, lo que la EIA atribuyó a retrasos en la construcción de los ductos de conexión del lado mexicano (EIA, 22 de agosto de 2018). Un cruce fronterizo sin ducto aguas abajo no mueve nada, y una planta en el Bajío o en el centro del país no se beneficia de una capacidad que se detiene en la frontera.
Conviene nombrar con precisión a las instituciones que deciden quién recibe el gas que sí llega, porque los compradores industriales suelen dirigirse a la equivocada. El CENAGAS, Centro Nacional de Control del Gas Natural, es el gestor y operador independiente del SISTRANGAS, el sistema nacional integrado de transporte y almacenamiento de gas. Asigna la capacidad de ese sistema y es el organismo que ordena las restricciones cuando el sistema no puede balancearse. La CRE, Comisión Reguladora de Energía, otorga los permisos de transporte y aprueba las tarifas y los términos y condiciones bajo los cuales se vende esa capacidad. CFE no es ninguna de las dos. Es un comprador y un generador, no el regulador.
La capacidad no se asigna por orden de llegada. Conforme al Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (DOF, 31 de octubre de 2014), el transporte por ducto y la distribución están sujetos a acceso abierto en condiciones que no sean indebidamente discriminatorias (artículo 10), los permisos tienen una vigencia de hasta treinta años contados a partir de su otorgamiento (artículo 11), y la capacidad que queda disponible se asigna mediante una temporada abierta, conducida conforme a los términos y condiciones del permisionario aprobados por la CRE (artículo 74). Quedar fuera de una temporada abierta significa esperar a la siguiente o comprar capacidad liberada a un usuario que sí participó.
La línea que importa es firme frente a interrumpible
Un usuario con transporte en base firme tiene derecho contractual a una cantidad definida. Un usuario con servicio interrumpible es el primero al que se restringe cuando el sistema opera limitado, y paga menos precisamente por eso. Las plantas que contrataron servicio interrumpible para evitar el cargo por reserva se enteran de lo que compraron en la misma semana que todos los demás.
Tres puntos deben estar en el expediente de la planta antes del próximo invierno:
- Si el transporte que respalda su contrato de suministro de gas es firme o interrumpible, y quién tiene la capacidad, su planta o su comercializador.
- El orden de restricción y el plazo de aviso establecidos en el contrato de suministro, y si la obligación de entrega de su proveedor subsiste ante una restricción del CENAGAS o queda excusada por ella.
- El costo de su alternativa: las horas de almacenamiento de combustible en sitio, el consumo de diésel o de gas LP que sustituye al gas natural, y el margen bruto de las horas de producción que no podría cubrir.
El tercer punto es sobre el que un director de finanzas puede actuar. Una planta que conoce su costo por hora de interrupción de gas puede decidir con criterio si el transporte firme vale su cargo por reserva, y puede comparar ese cargo contra el almacenamiento en sitio o contra una conversión a combustible dual. Una planta que no lo conoce está adivinando, por lo general en dirección del contrato más barato.
Qué haría que esta lectura resultara equivocada
Si los ductos en construcción hacia el centro y el occidente de México entran en operación conforme al calendario, la entrega física hacia el interior mejora y se reduce el sobreprecio que pagan esas regiones. La inversión en capacidad de almacenamiento de gas en México también atenuaría la exposición estacional, porque el almacenamiento es lo que convierte una interrupción de suministro de una semana en un retiro de inventario. Ninguno de los dos avances modifica la concentración del corredor de importación en sí. Ambos modifican cuánto le cuesta esa concentración a un sitio determinado.
El gas natural ganó su lugar en la matriz eléctrica de México por precio y por la flexibilidad operativa de las centrales de ciclo combinado. Ambas cosas siguen siendo ciertas. Lo incómodo es que el mismo combustible carga hoy con un riesgo de suministro concentrado en un solo corredor y con un riesgo de política exterior que ninguna contraparte comercial de la cadena ha aceptado absorber.
Cuantifique su exposición antes de la próxima helada
Mexico Energy Partners revisa los esquemas de suministro y transporte de gas industrial para establecer dónde se ubica una planta entre el servicio firme y el interrumpible, cuánto costaría una hora de interrupción y si las alternativas valen su precio. Una revisión inicial requiere doce meses de facturación de gas y electricidad, los contratos vigentes de suministro y transporte, y el perfil horario de consumo de gas del sitio. Vea cómo se relaciona con el abastecimiento de electricidad para sitios industriales.