La industria del gas natural en México
Qué le cuesta a una planta mexicana la dependencia de las importaciones
De acuerdo con la SENER, las importaciones mexicanas de gas natural pasaron de apenas 4% del consumo en 1998 a más de 60% en 2017. Ese solo dato explica buena parte de lo que enfrenta un comprador industrial de gas en México: un precio entregado que se fija con referencias estadounidenses, un sistema de transporte que se construyó de norte a sur más rápido de lo que se construyó hacia el interior del país, y una cadena de suministro cuyo eslabón más débil es un ducto y no un pozo.
La referencia verificable más cercana es la propia Prospectiva de Gas Natural 2017-2031 de la SENER, que registra una demanda nacional de 7,618.63 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) en 2016 frente a importaciones de 4,168.1 MMpcd, de modo que las importaciones cubrieron 54.7% del consumo ese año. El 87.2% de esas importaciones llegó por ducto y no como gas natural licuado.
Para un gerente de planta o un director de finanzas, esto importa en tres puntos concretos: el índice de precios al que hace referencia su contrato de gas, si su transporte es en base firme o interrumpible, y si su sitio se encuentra sobre un ducto con capacidad disponible. Esas son las variables que usted controla. La participación de las importaciones a nivel nacional no lo es.
Quién controla realmente el gas que llega a su medidor
Deciden tres instituciones, y los compradores industriales con frecuencia se dirigen 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 natural. El CENAGAS asigna la capacidad de ese sistema y emite las restricciones operativas que determinan a quién se le recorta el servicio cuando la red no puede balancearse. La CRE, Comisión Reguladora de Energía, otorga los permisos de transporte y almacenamiento, aprueba las tarifas y aprueba los términos y condiciones para la prestación del servicio que rigen la forma en que se vende la capacidad. Pemex sigue siendo productor y procesador. No es el operador del sistema.
La capacidad en los sistemas regulados se asigna mediante una temporada abierta, conducida conforme a los términos y condiciones para la prestación del servicio del permisionario aprobados por la CRE. El transporte y la distribución por ducto están sujetos a acceso abierto en condiciones que no sean indebidamente discriminatorias, y los permisos tienen una vigencia de hasta treinta años contados a partir de la fecha en que se otorgan. Las tres disposiciones se encuentran en el Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (DOF, 31 de octubre de 2014), artículos 10, 11 y 74.
La consecuencia práctica es que una planta que deja pasar una temporada abierta espera a la siguiente o compra capacidad liberada a un usuario que no la dejó pasar. Los derechos de capacidad son un activo. La mayoría de los compradores industriales en México los trata como un renglón en la cotización de un comercializador y nunca pregunta quién los tiene.
El precio contra el que debería contrastar su cotización
La CRE publica un índice de referencia mayorista mensual, el Índice de Referencia Nacional de Precios de Gas Natural al Mayoreo (IPGN), en dólares estadounidenses por millón de unidades térmicas británicas. Se construye con las transacciones spot del día en adelantado reportadas, incluidos volumen, precio, costo de almacenamiento y costo de transporte, y la CRE lo publica dentro de los 15 días hábiles posteriores al cierre de mes. El primer índice, correspondiente a julio de 2017, situó el precio promedio de venta de los comercializadores en USD 4.10 por MMBtu (EIA, Today in Energy, 30 de agosto de 2017).
Ese índice es la diligencia más barata al alcance de un comprador industrial mexicano. Una cotización entregada se descompone en un precio de referencia del gas, un cargo de transporte y el margen del comercializador. Si su cotización trae un precio entregado y ninguna descomposición, no es posible saber cuál de los tres se mueve cuando el número cambia, ni saber si el cargo de transporte que paga corresponde a servicio en base firme o a servicio interrumpible que le han facturado como si fuera firme.
Los ductos llegan al norte antes que al interior del país
La mayor parte del gas por ducto más barato proveniente de Estados Unidos ha llegado históricamente a los estados del norte, que es donde terminan los corredores de exportación. El centro y el occidente de México se apoyaron en gas natural licuado entregado en la terminal de Manzanillo, una molécula más cara para el mismo contenido calorífico. Cerrar esa brecha ha sido el propósito de la expansión de ductos a lo largo de 2019.
El gasoducto marino Sur de Texas a Tuxpan entró en operación comercial el 17 de septiembre de 2019. Tiene 772 kilómetros y una capacidad de 2,600 millones de pies cúbicos diarios, y lo opera Infraestructura Marina del Golfo, empresa conjunta de TC Energy e IEnova (comunicado de IEnova, 17 de septiembre de 2019). Esa línea lleva gas estadounidense directamente a la costa del Golfo en Veracruz en lugar de encaminarlo por tierra a través del noreste.
Las líneas del interior del país se suspendieron entre 2018 y 2019 mientras se renegociaban contratos, y algunas se reanudaron. Para una instalación que hoy toma una decisión de combustible, la pregunta no es si la red nacional terminará por completarse. Es si el ramal específico que atiende a su municipio tendrá capacidad contratable disponible en la próxima temporada abierta, y cómo se ve el costo entregado en el periodo intermedio si no la tiene.
Términos que conviene definir en el contrato de gas
- El índice al que hace referencia su contrato, la fecha de publicación contra la que liquida y si el transporte va incluido en el precio entregado o se factura por separado.
- Si el transporte que respalda su suministro es en base firme o interrumpible, y si la capacidad la tiene su planta o su comercializador.
- El orden de recorte y el plazo de aviso previstos en el contrato de suministro, y si la obligación de entrega del proveedor subsiste ante una restricción del CENAGAS.
- Su costo por hora de una interrupción de gas, medido como el costo del combustible sustituto más el margen bruto de la producción que no puede cubrir. Ese es el número que indica cuánto vale el transporte en base firme.
- Si una próxima temporada abierta en el sistema que lo atiende le abre la vía para tener capacidad de manera directa en lugar de rentarla.
Un sitio capaz de dar esas cinco respuestas está en posición de negociar. Un sitio que no puede darlas acepta la asignación de riesgos que haya redactado su comercializador. La diferencia entre ambos casos suele valer más que el diferencial de precio del gas sobre el que discuten las dos partes, en particular en instalaciones donde un paro no programado cuesta más por hora que un mes de cargos por reserva. La misma lógica aplica a la electricidad, donde las preguntas equivalentes se refieren a la exposición al despacho de centrales de gas y a la falta de almacenamiento de gas en México.
Revise su contrato de gas antes de que se renueve
Mexico Energy Partners brinda asesoría regulatoria y comercial en materia de suministro y transporte de gas natural en México, incluidos los esquemas de capacidad, la participación en temporadas abiertas y la revisión de contratos. Somos asesores, no un despacho jurídico, y trabajamos junto con sus abogados en México cuando se requiere una opinión legal. Una revisión inicial requiere doce meses de facturación de gas, los contratos vigentes de suministro y de transporte, y el perfil de consumo horario del sitio. El trabajo relacionado para sitios industriales se describe en industria y logística y en asesoría regulatoria y de política pública.