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Daniel Rodriguez, editor de noticias de energía en México, S&P Global Platts
En Noviembre, la actividad industrial en el sur de México podrá verse detenida por los niveles críticos de escasez de gas natural en la región.
Algunos consideran que uno de los culpados de la escasez es la liberalización energética de México, aunque la falta de un mercado totalmente abierto parece ser la verdadera razón. El sur de México depende principalmente de los suministros de gas natural de la empresa petrolera estatal Pemex, y la falta de infraestructura impide que los suministros del norte de México lleguen al sur, al mismo tiempo en que limita la competencia.
De acuerdo con información de la Secretaría de Energía (SENER), la producción de gas de Pemex ha declinado de 6 MMMpcd a principios de la década para 3.9 MMMpcd en el 2018.
“Sin duda, no hay suficiente gas para satisfacer toda la demanda del mercado, incluyendo a Pemex y sus subsidiarias”, dijo Carlos Treviño, CEO de Pemex, en una reciente conferencia en Acapulco.
La compañía está distribuyendo su decreciente producción de gas para satisfacer las necesidades de sus subsidiarias y generadores de energía. Pemex también está luchando para producir más crudo y ha estado inyectando cada vez más gas para mejorar su recuperación de petróleo.
De acuerdo con David Rosales, Director Técnico de SENER para el mercado de gas, la demanda de gas natural en el sur de México es de aproximadamente 875 MMpcd, de los cuales Pemex solo está suministrando cerca de 510 MMpcd.
Y esos suministros podrían caer significativamente en los próximos meses, preocupando a los productores petroquímicos, como Braskem Idesa, que opera la mayor capacidad de polietileno en México.
Miguel Benedetto, Director General de la Asociación Mexicana de la Industria Petroquímica (ANIQ), señaló que Pemex no está reaccionando a los incentivos del mercado para aumentar la producción, incluso cuando se están reduciendo los suministros a los usuarios industriales.
Las regulaciones anticiparon un “mercado competitivo que no existe”, dijo Benedetto.
Cleantho de Paiva Leite, Director de Nuevos Negocios de Braskem Idesa, dijo que la transición de México a un mercado abierto ha sido realizada de manera apresurada, sin asegurar que hubiera suficiente infraestructura e interconexiones en el sistema.
Las empresas tienen la opción de consumir gas sin nominar primero los suministros con Pemex, pero eso genera desequilibrios en el sistema y altos recargos económicos.
Los datos del CellModel de S&P Global Platts Analytics Mexico muestran que, en octubre, el promedio del balance neto de la oferta y la demanda en el sur de México fue de 150 MMpcd, aproximadamente el doble de la tasa neta de entrada de gas medida el año pasado.
Esos desequilibrios se cumplen mediante inyecciones de gas natural licuado (GNL) por el operador del sistema Cenagas.
Y Cenagas cobra por el GNL a precios de contado con una penalización del 50%. Los precios de GNL en México son tres o cuatro veces más caros que para los suministros continentales.
“Entonces, elija cómo quiere morir: cerrando las operaciones o pagando US$21/MMBtu de gas”, dijo Benedetto. Varias compañías, incluyendo Pemex, han dicho que el gobierno mexicano debe detener estas penalizaciones de precios de GNL y revertir la actual desregulación hasta el punto en que todos los usuarios puedan compartir los costos más elevados de GNL.
“Antes, cuando ocurrían desequilibrios, los gastos de GNL eran compartidos por todos en México, lo que elevaba los precios del gas a US$4- US$5/ MMBtu. Ahora, nosotros en el sur pagamos el gas a US$20/ MMBtu debido a la nueva regulación de equilibrio”, dijo Paiva.
El gobierno ha respondido y ha comenzado a organizar reuniones de la industria para resolver la escasez, dijo Rosales.
Una solución sería que Pemex pudiera vender su gas natural a un precio más alto en lugar de inyectarlo para mejorar la recuperación del petróleo. El costo de oportunidad de Pemex podría estar entre US$12- US$14 / MMbtu considerando que los precios de petróleo están por debajo de los $75 por barril, según fuentes.
A un plazo más largo, se espera que se resuelva la escasez de gas natural para el primer trimestre del 2019, una vez que se complete el gasoducto submarino Texas-Tuxpan de TransCanada con capacidad para 2.6 MMMpcd.
El gasoducto submarino podría estar en operación en diciembre, y lo único que está pendiente es conectar el proyecto en Altamira, Tamaulipas, para recomprimir el gas para que fluya hacia el sur a Tuxpan, Veracruz.
Para realizar la conexión, el desarrollador requiere de dos a tres semanas de buen clima para permitir que los barcos terminen la interconexión de micro-túneles, dijo Guillermo Turrent, Director de CFEnergia.
Una vez que se complete la tubería submarina, CFEnergia comenzará a liberar capacidad en Sistrangas y cortará las importaciones de GNL a la terminal de Altamira, liberando capacidad de regasificación, dijo Turrent.
CFEnergia potencialmente podrá hacer intercambios de gas entre Altamira y el sur de México para satisfacer su demanda de gas para la generación de energía. Cualquier exceso de capacidad más allá de estas transacciones se ofrecerá al mercado, agregó.
Los intercambios físicos de gas comenzarán a aliviar la escasez de gas en el sur de México, dijo Turrent. “Esto funcionará mientras la producción de Pemex continúe, y no siga disminuyendo”, agregó.
Se espera que la primera fase de la reconfiguración de Cempola esté en operación en el primer trimestre del 2019, permitiendo que fluya más gas a los estados del sur, agregó. El gasoducto submarino y Cenagas tendrán una interconexión de 500 MMpcd en Monte Grande, Veracruz, dijo.
Mientras tanto, los usuarios industriales en el sur de México deberán lidiar con los altos costos de las dificultades de la liberalización.
