Sempra pidió al Departamento de Energía de los Estados Unidos extender la fecha de inicio de exportaciones de Costa Azul al 21-sep-2026.
El proyecto Energía Costa Azul (ECA LNG), en Baja California, es una pieza singular: convierte en plataforma de exportación un antiguo terminal de recepción/regasificación, aprovechando tanques y muelle existentes. Esta semana, Sempra solicitó formalmente al Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) mover la fecha de inicio de exportaciones (Non-FTA) de 29-mar-2026 a 21-sep-2026 y eliminar la fecha fija en la autorización para países FTA, de modo que el conteo inicie en la primera exportación comercial. La empresa argumenta avances sustantivos de obra, pero reconoce demoras que hacen prudente ajustar el cronograma regulatorio.
El contexto regulatorio cambió en abril: el DOE rescinció la política de 2023 que endurecía las extensiones y anunció que las solicitudes volverán a evaluarse “caso por caso, por causa justificada”, como ocurría antes. Desde entonces, el propio DOE y reportes de prensa documentan extensiones para proyectos relevantes (Golden Pass, Lake Charles, Delfín), señal de que el péndulo regulatorio favorece cronogramas realistas sobre sanciones automáticas. Para ECA, ese giro es oportunidad de alinear permisos con la realidad de construcción.
¿Qué se juega con seis meses?
1) Contratos y logística. Un inicio más tarde mueve schedules de offtakers y charters de buques, y desplaza ventanas de comisionamiento (gas de prueba, enfriamiento, performance tests). La coordinación puerto-planta-navieras deberá recalibrarse. (Análisis propio a partir del expediente ante DOE).
2) Arbitraje Pacífico. El calendario toca el spread Asia-Pacífico en el arranque de invierno 2026-27, cuando la estacionalidad puede mejorar márgenes frente a verano/otoño. Si ECA entra con condiciones de flete/logística favorables, su ubicación en el Pacífico mexicano mantiene ventaja de días contra rutas del Atlántico.
3) Señales a proveedores y financiamiento. Un ajuste transparente del plazo —amparado por la nueva política de extensiones— reduce riesgos contractuales y evita alimentar incertidumbre en cadenas de suministro (módulos, criogenia, instrumentación).
Conviene recordar la autorización histórica de DOE a ECA para exportar volúmenes significativos de LNG en EE. UU., base de su modelo binacional: gas estadounidense, licuefacción en México, salida por el Pacífico. La arquitectura regulatoria no cambia; lo que se ajusta es el timing.
Para Baja California y el ecosistema industrial local, ECA no es una toma directa de gas para plantas; es, sobre todo, una plataforma de exportación. Aun así, su avance ancla inversiones y empleo en construcción, servicios y logística portuaria. La conversación empresarial debe enfocarse en rutas de contingencia (si el gas de commissioning se difiere, cómo impacta a proveedores locales), marcos de seguridad y oportunidades de encadenamiento.
En términos reputacionales, pedir más tiempo no es un fracaso; es gestión de proyecto cuando la curva de aprendizaje y el mercado global de equipos criogénicos imponen realidades. Lo que importa es comunicar hitos verificables: porcentaje de avance, milestones de pre-commissioning, pruebas de sistemas, y camino crítico. Con la política del DOE ya flexibilizada, la pelota está en la cancha de ejecución: si ECA usa bien los seis meses, el proyecto puede capturar un invierno de precios más atractivo y empezar con el pie derecho.
