El precio spot de Henry Hub promedió USD 2.19 por MMBtu a lo largo de 2024 y USD 4.13 por MMBtu en enero de 2025, con un máximo diario de USD 9.86 por MMBtu el 17 de enero de 2025. Esas son las cifras que la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) publicó en su Short-Term Energy Outlook del 11 de febrero de 2025, que pronosticó un promedio de USD 3.79 por MMBtu para 2025. Para una planta en México que compra una molécula indexada, la línea de combustible se duplicó aproximadamente año contra año en un solo mes de invierno.

Esto importa a un lector específico. Si su planta opera calderas, hornos de fuego directo, hornos de proceso o generación en sitio a gas, el movimiento de enero pasó directo al costo de conversión, y lo hizo antes de que cualquier cobertura, contrato o medida de eficiencia pudiera reaccionar. La pregunta frente a un gerente de planta hoy no es si el precio del gas representa un riesgo. Es qué peso de inversión en eficiencia elimina más costo de gas.

La respuesta es más acotada de lo que sugiere la mayoría de las listas de eficiencia. De las medidas que normalmente se recomiendan a las plantas en México, solo los trabajos de combustión y vapor, la recuperación de calor y el cambio de combustible tocan el gasto en gas. La corrección del factor de potencia y la energía solar en azotea modifican el recibo de energía eléctrica y dejan intacto el consumo de gas. La cogeneración a gas aumenta el consumo de gas en lugar de reducirlo. Ordenar la lista sobre esa base es todo el análisis que sigue.

Por qué una helada en Texas llega a una planta en México

El suministro de gas industrial de México es, físicamente, una extensión del mercado de Texas. La EIA informó el 15 de agosto de 2023 que las exportaciones estadounidenses por ducto hacia México promediaron 5.9 Bcf por día en el primer semestre de ese año y establecieron un récord mensual de 6.8 Bcf por día en junio de 2023. El Financiero informó el 4 de junio de 2024 que las importaciones desde Estados Unidos llegaron a 5.894 Bcf por día en el primer trimestre de 2024, el volumen trimestral más alto registrado, mientras la producción de Pemex seguía cayendo. La tendencia ha corrido en una sola dirección durante una década. Aquí puede consultar cómo está estructurado el suministro de gas natural en México y también el riesgo de depender del gas natural estadounidense.

La consecuencia no es abstracta. En febrero de 2021, la congelación de pozos y ductos en Texas cortó el suministro hacia el norte de México. Al Jazeera informó el 16 de febrero de 2021 que 4.8 millones de usuarios se quedaron sin electricidad en Chihuahua, Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas, Durango y Zacatecas. Las plantas de esos estados no perdieron el gas por un precio. Lo perdieron porque las moléculas no estaban ahí y porque la demanda aguas arriba tenía prioridad sobre ellas.

El precio y la disponibilidad son por lo tanto dos exposiciones distintas con dos respuestas distintas. Una cobertura protege la primera. Solo la diversidad de combustibles, el almacenamiento en sitio donde esté permitido o una posición de transporte firme protegen la segunda.

La posición contractual define la exposición

Dos cláusulas del contrato determinan cuánto absorbe una planta de un evento invernal, y la mayoría de los equipos de finanzas nunca ha visto ninguna de las dos por escrito.

La primera es transporte firme frente a transporte interrumpible. Una planta que tiene capacidad interrumpible puede sufrir un recorte cuando el sistema está restringido, que es justo cuando más necesita el gas. La capacidad firme cuesta más y vale lo que cuesta solo si la planta no puede operar sin calor.

La segunda es precio indexado frente a precio fijo. Una molécula indexada traslada cada movimiento del precio de referencia. Un precio fijo o con collar transfiere esa volatilidad a la contraparte a cambio de una prima. El componente de transporte se suma encima y se regula por separado. Las tarifas máximas del sistema Sistrangas se fijan por resolución y se publican en el Diario Oficial de la Federación, y las de 2024 se publicaron el 13 de febrero de 2024. El elemento de transporte del costo entregado se puede conocer por anticipado, a diferencia del precio de la molécula.

Una cláusula más merece atención antes de aprobar cualquier proyecto de eficiencia. Cuando el gas se compra con un consumo mínimo, o cuando la capacidad firme de transporte se reserva y se paga se use o no, reducir el consumo no reduce la factura en la misma proporción. Revise el piso de take-or-pay antes de modelar el ahorro, porque fija un límite a lo que la eficiencia puede recuperar este año.

Dónde se quema realmente el gas

El gas sale de un sitio industrial por tres rutas, y solo en dos de ellas vale la pena aplicar inversión en eficiencia.

La generación de vapor es la primera y por lo general la mayor. También es la más recuperable, porque las pérdidas están en el ajuste de la combustión, el retorno de condensados, el aislamiento de la distribución y las trampas falladas, y no en el proceso mismo.

El calor de proceso de fuego directo es la segunda. Los hornos rotatorios de cemento, los hornos de recalentamiento de acero, los tanques de fusión de vidrio y los hornos cerámicos queman gas a temperatura de flama sobre el producto. El trabajo de eficiencia aquí es real pero acotado, y la electrificación no está disponible a las temperaturas involucradas. Las plantas de alimentos y bebidas están en otra posición, porque la mayor parte de su gas va a vapor y agua caliente, donde las medidas de recuperación funcionan bien y las bombas de calor se vuelven una opción en el extremo de menor temperatura.

La generación en sitio es la tercera. Una planta que produce su propia electricidad a partir de gas convirtió parte de su recibo de energía eléctrica en exposición al gas, razón por la cual la cogeneración pertenece al lado del gas en el balance y no al lado de los ahorros.

Qué reduce el gas y qué no

La tabla siguiente separa las medidas según lo que realmente modifican. Es el paso de clasificación que la mayoría de las propuestas de eficiencia omite.

Nada de esto convierte a las medidas eléctricas en malas inversiones. Las convierte en la respuesta equivocada a una pregunta sobre el precio del gas, y presentarlas como medidas de gas es la forma en que los programas de eficiencia pierden credibilidad ante un equipo de finanzas.

El trabajo en calderas y vapor va primero

La falla de trampas de vapor es el caso más claro de dinero que se quema sin que nadie lo vea. El Steam Tip Sheet Number 1 del Departamento de Energía de Estados Unidos, de enero de 2012, señala que en sistemas sin mantenimiento durante tres a cinco años puede haber fallado entre 15% y 30% de las trampas instaladas. Una trampa atorada en posición abierta deja pasar vapor de forma continua, y una planta con cien trampas y sin programa de diagnóstico probablemente arrastra varias decenas de ellas.

El resto del trabajo en la casa de calderas sigue el mismo orden. Mida la temperatura de chimenea y el oxígeno en exceso en cada quemador, porque el exceso de aire se lleva calor por la chimenea y la corrección es un trabajo de ajuste y no un proyecto de capital. Mida la tasa de retorno de condensados, porque cada tonelada de condensado que no regresa se sustituye con agua de repuesto fría que hay que calentar desde temperatura ambiente. Después revise qué sale por la chimenea. Los sistemas de recuperación de calor en plantas industriales capturan esa energía hacia el agua de alimentación, el aire de combustión o una corriente de proceso, a un costo de capital que solo tiene sentido una vez agotadas las medidas gratuitas.

El cambio de combustible a biogás o biomasa va después de todo esto, y la restricción rara vez es la caldera. Son el contrato de suministro del combustible, el área de almacenamiento y manejo, el permiso de emisiones y la modificación del quemador. Pida el contrato de suministro de combustible antes que la cotización de la caldera.

Las medidas eléctricas, en su lugar

La corrección del factor de potencia sí pertenece al programa de eficiencia de una planta. Simplemente no pertenece a una estrategia de gas. Conforme al esquema tarifario de CFE, un factor de potencia por debajo de 0.90 genera un recargo calculado como tres quintos de la razón de faltante aplicada al recibo. Con un factor de potencia de 0.85 eso equivale a alrededor de 3.5% del monto facturado, con 0.80 a alrededor de 7.5% y con 0.75 a alrededor de 12%. Los bancos de capacitores son baratos y el periodo de recuperación suele ser corto, razón por la cual la medida sobrevive en todas las listas. Elimina un recargo eléctrico y nada más.

Un sistema de gestión de la energía se gana su lugar por otra razón. Sin submedición, una planta conoce su consumo total de gas por la factura y nada sobre dónde se fue. Un medidor de gas en cada caldera y un medidor de flujo de vapor en el cabezal principal convierten una factura mensual en una imagen quemador por quemador, y esa imagen es lo que hace demostrables las medidas anteriores ante un director de finanzas. Compre la medición antes de comprar el equipo.

Dónde gastar el siguiente peso en gas

El orden no es cuestión de gusto. Empiece con un diagnóstico de trampas de vapor y el ajuste de combustión, porque ambos son gasto de mantenimiento y no inversión de capital, y ambos actúan de inmediato sobre el gasto en gas. Pase después al retorno de condensados y al aislamiento. Solo entonces revise la recuperación de calor y el reemplazo de calderas, y exija que el piso de take-or-pay del contrato de gas quede declarado en el caso de negocio, ya que limita lo que todo esto puede recuperar en el año contractual en curso.

Haga la revisión del contrato en paralelo, no después. Confirmar si el sitio tiene transporte firme o interrumpible, y si la molécula está indexada o fija, no cuesta nada y modifica el panorama de riesgo más que la mayoría de los proyectos de capital. Una planta que descubre que está en transporte interrumpible a mitad de una helada de enero lo descubrió demasiado tarde.

Conozca qué proporción de su consumo de gas es recuperable

Mexico Energy Partners revisará doce meses de facturas de gas junto con el esquema de transporte contratado, la relación de calderas con capacidades y antigüedades, y el trazo de distribución de vapor o agua caliente. Los resultados son los gigajoules consumidos por unidad producida, la proporción del consumo de gas que puede atenderse con ajuste de combustión, retorno de condensados y reparación de trampas de vapor, y la inversión y el periodo de recuperación simple de cada medida. Usted aporta las facturas, el contrato y la lista de equipos. Nosotros entregamos la evaluación y los supuestos detrás de ella. Este es un análisis de sus propios datos, no una promesa de ahorros.

Inicie el proceso en la página de solicitud de cotización o envíe los archivos a info@mexicoenergypartners.com.

Fuentes

• US Energy Information Administration, Short-Term Energy Outlook, 11 de febrero de 2025. Promedios del precio spot de Henry Hub de 2024 y de enero de 2025, el máximo diario del 17 de enero de 2025 y el pronóstico para 2025.
• US Energy Information Administration, Today in Energy, US natural gas exports to Mexico set a monthly record in June, 15 de agosto de 2023. Volúmenes de exportación por ducto hacia México.
• El Financiero, México depende más de gas natural de EU, importaciones suben 7% en 1T2024, 4 de junio de 2024. Volumen de importación del primer trimestre de 2024 y tendencia de producción de Pemex.
• Al Jazeera, Texas freeze leaves millions in northern Mexico without power, 16 de febrero de 2021. Usuarios afectados y estados involucrados.
• Centro Nacional de Control del Gas Natural y Diario Oficial de la Federación, tarifas máximas de transporte del Sistrangas para 2024, publicadas el 13 de febrero de 2024.
• US Department of Energy, Advanced Manufacturing Office, Steam Tip Sheet Number 1, Inspect and Repair Steam Traps, enero de 2012. Proporción de trampas falladas en sistemas sin mantenimiento.
• Comisión Federal de Electricidad, esquema tarifario publicado, recargo por bajo factor de potencia, esquema vigente en febrero de 2025.