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Mucho se habla hoy de la peligrosa dependencia de México en el gas natural importado de los Estados Unidos. Creo que nadie ha explorado qué es lo que se puede hacer o cuál es el riesgo real de esta dependencia. Vale la pena aclarar algunas cosas y poner en su justa dimensión el tema e identificar el riesgo latente en las importaciones de gas natural.
Primero que nada, algunas cifras relevantes sobre el gas natural en México para poder tener la dimensión de la necesidad y el mercado mexicano.
- Producción de gas natural seco de México: 2.1 Billones de Pies Cúbicos por Día (“BPCD”).
- Uso de gas natural seco para procesos de PEMEX: 1 BPCD
- Disponibilidad de gas natural seco nacional para la industria privada: 1 BPCD
- Consumo de gas natural en México: 8 BPCD
- Importación promedio diaria de gas natural: 7 BPCD
- Consumo promedio de CFE de gas natural para la generación eléctrica: 5 BPCD (CFE importa el 100% de su consumo de gas natural).
- Producción de gas en EUA: 105 BPCD
México no tiene infraestructura para almacenar gas natural y esta idea de usar el ducto de Puerta al Sureste para almacenarlo es insignificante. El ducto de Puerta al Sureste tiene una capacidad de 1.4 BPCD. Asumamos que se usara para almacenar gas, eso querría decir que el ducto tendría su capacidad máxima llena (1.4 BPCD) y se le inyectaría o se le extraería todos los días parte de su capacidad máxima de acuerdo con las interconexiones que tiene hoy. La inyección de gas al sistema se da en el sur de Texas y la única interconexión para extraer hoy sería en Tuxpan. De ahí el gas sube a Tamazunchale para luego ir al centro del país. Lo máximo que podría aportar Puerta al Sureste para almacenar sería la capacidad de interconexión en Tamazunchale (0.825 BPCD). Sabemos que la demanda de México es de 8 BPCD, así que Puerta al Sureste podría ayudar con solo 0.825 BPCD, es decir, 10%. Puerta al Sureste no tiene aún la interconexión al ducto Mayakan para mover gas a la Península de Yucatán que es donde se necesita este energético para las nuevas plantas de CFE. La expansión del ducto Mayakan se espera para fines del 2027, así que los cargos fijos por capacidad de Puerta al Sureste (50 millones de dólares por mes) se pagarán durante los próximos 30 meses sin beneficio alguno. Así es, 1,500 millones de dólares que serán gastados sin beneficio alguno. Estos cargos fijos por capacidad en Puerta al Sureste son 50X los costos que tiene el almacenamiento de gas natural en Estados Unidos de Norteamérica (“EUA”).
Comentemos ahora algunos de los detalles de la producción de gas natural en EUA, los ductos que nos conectan a esa región en el norte y la dinámica actual del mercado de gas natural en EUA.
México importa gas natural del sur de Texas (60%) y del oeste del mismo estado (40%). La producción de gas natural de Texas es de 35 BCPCD. De estos, el oeste de Texas (cuenca de Permian/Waha) produce 21 BPCD y el resto viene de las demás cuencas texanas, como Eagleford, Barnett y Haynesville (parte de la cuenca está en Luisiana también).
Veamos el riesgo de las importaciones de gas por región de los Estados Unidos. Las cuencas en el sur de Texas son de shale gas directamente (cuencas de gas natural), mientras que el gas que viene de Permian/Waha es gas asociado a la producción de petróleo.
Los retornos financieros en la producción de gas natural en el sur de Texas son muy distintos a los de la producción en Permian/Waha. La gran ventaja que tenemos en México es que estamos conectados por ducto a ambas regiones y eso es clave para la diversificación del riesgo de cierta manera.
Veamos ahora los riesgos:
El gas del sur de Texas es usado primordialmente por la industria petroquímica, para la generación eléctrica y recientemente para la exportación de gas (Gas Natural Licuado o “GNL”), ahora por barco a Europa y Asia. El gas se licua en terminales de licuefacción (inversiones de miles de millones de dólares) y se sube a barcos para su transporte.
México está conectado a través de gasoductos y con ello tiene acceso a estos mercados. El gas natural en Europa se paga 500% más alto de lo que nosotros pagamos en México. Conforme se construyan más terminales de exportación de gas en la costa de Texas y Luisiana, es de esperar que México tendrá que competir en precio contra Europa y Asia si no tiene una estrategia clara para ello. Un ejemplo de esto lo veremos este mismo año en el precio del gas natural en Baja California con la entrada en operación comercial de la terminal de exportación de GNL llamada Energía Costa Azul de IEnova en Ensenada. Así como usted lo oye, el gas natural de esta terminal en Ensenada que será exportado a Asia fijará el precio del gas natural para Baja California. Así que habrá que ver cuál es la estrategia porque México tendrá que pelear en precio por gas natural contra el estado de California en EUA y contra Japón y otros países de Asia. Este es un claro ejemplo de un riesgo inmediato al que estamos expuestos y nada tiene que ver con que Donald Trump nos cierra la llave del gas natural.
Del lado del sur de Texas, no estamos aún allí pero no estamos lejos porque se exportan ya hoy 17 BPCD a través de estas terminales de licuefacción a Europa y Asia. Conforme se incrementen las exportaciones desde Texas y Luisiana por barco, México tendrá que pelear en precio para atraer el gas a nuestro territorio. De acuerdo con lo anteriormente comentado, pareciera que no solo debemos estar preocupados por los posibles efectos de Trump (no el cierre de la llave del gas natural), sino también por la dinámica del mercado y nuestra posición geográfica.
¿Qué hacemos con este problema de dependencia de EUA en el gas natural?
México no parecería vital en el balance de gas natural de los Estados Unidos (somos menos del 8% del mercado diario), pero el riesgo no es por allí. Como se dijo anteriormente, México importa gas natural del sur y del oeste de Texas (Permian/Waha). Se espera que en los próximos 7-10 años, el gas de Texas alcance los 30 BPCD en exportaciones por barco a Europa y Asia. El precio del sur de Texas es donde México tiene su mayor riesgo. Nuestro país tiene varios ductos que lo conectan con el sur texano (Netmex de 2.1 BPCD, Nueva Era de 0.6 BPCD, Valley Crossing de 2.6 BPCD y otros que suman 1-2 BPCD). La única manera de evitar riesgo de desabasto en México por precios elevados en el sur de Texas es que participe de manera activa en el mercado norteamericano mientras diversifica sus fuentes de generación eléctrica. La construcción de infraestructura para almacenamiento de gas natural tomará más de 5 años.
La posición estratégica de México como consumidor.
La cuenca de Permian/Waha en el oeste de Texas produce más del 40% del petróleo crudo de los Estados Unidos (la producción total es de 13 millones de barriles diarios). El gas natural que se produce en esa cuenca es asociado a la producción de crudo (si el gas no se mueve de la zona, la producción de petróleo se estanca). Permian/Waha tenía pocas alternativas para mover este gas natural de la cuenca a zonas de consumo. México tuvo la gran ventaja de ser pionero del 2019-2023 en tener dos de los cuatro grandes ductos que podían mover gas natural de Permian/Waha a regiones de consumo. Esta ventaja para México le permitió tener acceso a gas natural a precio cero y a veces inclusive estar recibiendo dinero de los productores por llevarse el gas natural.
Hoy en día existen ductos adicionales a los pioneros en la cuenca que transportan gas de Permian/Waha hacia el sur de Texas. Se estima que se necesita un ducto nuevo de 2 BPCD cada 18 meses en la zona para poder mantener el crecimiento en la producción de petróleo (7.5% crecimiento 2024).
¿Cuál es el gran activo de México en la zona de Permian/Waha? Los tres ductos ya conectados a esta zona y las interconexiones a los ductos que lo mueven al centro de México y hacia la costa del Pacifico. En la medida en que la demanda de gas natural de México proveniente de Permian/Waha se incremente, esto crea una codependencia con los productores de petróleo de esa cuenca. Claro que conforme se construyan más ductos de Permian/Waha hacia el sur de Texas, la relevancia de México será menor (estamos en una carrera contra el tiempo). La capacidad de importación de gas de México desde Permian/Waha es de 3 BPCD por los ductos de Comanche Trails, Transpecos Pipeline y Road Runner.
“Conforme se construyan más ductos de Permian/Waha hacia el sur de Texas, la relevancia de México será menor”.
En pocas palabras, el riesgo de que nos cierren la llave no parece inmediato. Quizás podría haber impuestos a las exportaciones de gas desde EUA, pero el riesgo latente es de precio contra los mercados internacionales de GNL. Si México fomenta las terminales de exportación de GNL desde su territorio, lo único que hará es acelerar que ese riesgo se haga realidad. México debe poner especial atención a su posición estratégica en las importaciones de gas desde Permian/Waha y quizás inclusive analizar la posibilidad de incrementar el uso de esta cuenca en otras zonas del país.
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