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En colaboración con Gerardo Márquez*
¿Cómo suministrar gas natural para 11 centrales eléctricas?
- En este artículo los autores presentan un análisis de la factibilidad de estas centrales, estrictamente desde el punto de vista del suministro de gas natural. Evalúan los posibles puntos de abastecimiento y los impactos sobre la Red de Gasoductos.
- Del análisis de las posibles ubicaciones y la capacidad de transporte de gas natural disponible, los autores concluyen que los planes de CFE tienen retos que no han sido resueltos.
- Además, los desafíos legales, regulatorios y de financiamiento de estas centrales son vastos, pero se dejan de lado para concentrarse en analizar si hay gas natural suficiente para estos proyectos.
En enero de este año, durante los foros del parlamento abierto celebrados sobre la reforma a la LIE[i] que posteriormente fue detenida en la cámara de diputados, CFE anunció que desarrollaría11 nuevas centrales a gas natural.
CFE explicó en enero que ya había contratado a diversos desarrolladores la construcción de estas plantas llave en mano. Si esto es cierto, CFE se prepara para ser la propietaria y operadora de nuevas centrales eléctricas en todo el país (Ver tabla).
El financiamiento de estos proyectos será un reto gigantesco en sí mismo: recursos de Fibra E y las utilidades de CFEnergía parecen estar comprometidas, pero dejaremos el financiamiento para otro espacio. La ley debe terminar de modificarse para que CFE Suministrador de Servicios Básicos pueda comprar esta generación. Los retos regulatorios son gigantes: consultas sociales, permisos CRE, permisos ambientales. Pero estos temas se dejarán para una segunda parte.
Empecemos por el recuento de los proyectos.
Tabla. Centrales propuestas por CFE, 2022.
Noroeste
El suministro a las centrales de Baja California y San Luis Río Colorado se prevé mediante los resultados de una subasta de capacidad, lanzada por CFE en abril de 2022, el primer servicio de transporte por ducto licitado por esta administración, en las mismas modalidades que CFE utilizó exitosamente en los dos últimos sexenios y que tantas críticas levantó al inicio de esta administración. CFE planea 2 centrales de combustión interna (Wärtsila) destinadas a satisfacer el consumo pico regional.
El proyecto de Baja California Sur es relativamente pequeño y se abastecerá desde la planta de regasificación de La Paz (New Fortress), actualmente bajo algunos desafíos regulatorios. Para llevar el gas hacia esta instalación se ha hablado por años de una posible terminal de licuefacción en Puerto Libertad, pero no hay suficiente evidencia que indique que esto podría ocurrir antes de 2026. Por lo tanto, el proyecto requeriría LNG[ii] proveniente de los mercados internacionales –como ocurre ahora, pues la terminal recibe gas desde Louisiana cruzando el canal de Panamá–, o tal vez eventualmente podría recibir desde la futura terminal de licuefacción Energía Costa Azul (Sempra) en Ensenada.
Yucatán
El suministro de gas natural necesariamente debe ser desde el gasoducto de Energía Mayakán (ENGIE). El problema es que la producción nacional continúa cayendo, así que la alternativa es una ampliación e interconexión con la extensión del gasoducto submarino, anunciada por TC Energía hace pocas semanas. El ducto actual es un proyecto conjunto entre TC Energía y Sempra, pero la extensión parece que contará solo con la primera de esas empresas.
Existen otros retos relevantes a considerar. Valladolid IV y Mérida IV enfrentarán algunos desafíos operativos con el gasoducto actual, ya que se supone que deben trabajar simultáneamente con Valladolid III y Mérida III, respectivamente. Pero la capacidad de Mayakán en condiciones actuales es insuficiente para que operen las cuatro plantas. Estas centrales tienen sentido solo si el suministro de gas está resuelto y la capacidad es suficiente, incluyendo el suministro a la central de Campeche (Saavi), que hoy opera con combustóleo.
Mientras tanto, las fallas en la transmisión seguramente provocarán más apagones durante el año.
Oeste
Los suministros de gas natural a los proyectos anunciados en Guadalajara y Manzanillo parecen ser los más fáciles de resolver. CFE tiene aún capacidad sin utilizar en el gasoducto Wahalajara de Fermaca.
Para llegar hasta Manzanillo se requerirá tal vez mayor compresión que desplace el gas desde El Castillo, en la interconexión con el SISTRANGAS[iii]. Eventualmente, y como respaldo, las centrales podrán recibir GNL desde la Terminal KMS (Kogas, Mitsui, Samsung).
Veracruz
Tuxpan tiene un futuro incierto. Actualmente existe una importante generación eléctrica en Tuxpan y la capacidad de transmisión para desalojar esta carga es muy limitada. Por otro lado, este Proyecto es el más grande del grupo, con más de 1 gigawatt de capacidad y por lo mismo con los mayores retos constructivos y regulatorios.
El suministro de gas natural no parece ser un gran problema, pero por lo mismo, este proyecto parece más una manera de aprovechar el exceso de capacidad del ducto submarino, que actualmente fluye solo un poco más de 1 Bcf/d[iv], muy por debajo de su capacidad máxima contractual de 2.6 Bcf/d.
Usar esta capacidad tiene todo el sentido del mundo, pero con un presupuesto limitado como el que tiene CFE, es posible que esta inversión deba ser revisada.
Bajío
El equipo de Elevation Ideas, bajo la supervisión de los autores, realizó un análisis de flujos para el gasoducto Los Ramones con la inclusión de estas centrales. Los resultados indican que un porcentaje relevante del consumo en la ruta se consume aguas abajo: las entregas en el punto conocido como Pedro Escobedo aumentaron significativamente durante 2021 y 2022, lo que no podría mantenerse si CFE simplemente activa nuevas cargas en San Luis Potosí y Salamanca, es decir si las centrales consumen gas natural, el suministro hacia el centro del país se verá afectado.
Comercialmente, CFE tiene todas las probabilidades a su favor porque su capacidad reservada es suficiente para abastecer a ambas plantas porque la CRE[v] permitió a CFEnergía tomar capacidad que CFE ya no está utilizando y redefinir los puntos de entrega de sus contratos, sustituyendo viejos puntos de producción nacional por puntos de importación.
El gasoducto Los Ramones entrega importantes cantidades de gas al centro del país. CFE puede querer consumirlas y desplazar a otros clientes aguas abajo, mismos que estarán restringidos: no solo contractualmente, sino físicamente.
Esta podría ser una de las razones del impulso emitido por la Secretaría de Energía para priorizar los flujos de CFE mediante un instrumento de política pública emitido el pasado mes de junio. En cualquier escenario, nuestra postura es que CFE podrá abastecer las centrales planteadas, pero el costo para el resto de la industria y para la operación del CENAGAS[vi] puede ser muy alto.
Conclusiones
CFE deberá establecer una estrategia clara para cada central y asegurarse que la red opere de forma razonable cuando se agreguen estos puntos de consumo. La capacidad de ductos puede estar garantizada, pero el suministro adecuado y la celebración de contratos será otro asunto completamente distinto, posiblemente en manos de CFEnergía.
El suministro confiable para estas centrales debe ser, por el momento, gas de importación. Si bien existen proyectos interesantes en puntos que ya están incrementando producción, como Ixachi o campos de PEP[vii] con proyectos interesantes –como Lakach–, la producción nacional sigue siendo incierta, en buena medida por ser responsabilidad de PEMEX.
La política pública energética de México es incierta. Al final, si alguno o varios de estos proyectos esperan ver la luz, se requerirá que todas las instituciones involucradas: CFE, SENER, CENAGAS, PEMEX y CENACE, al menos, estén adecuadamente coordinadas, y haciendo una modelación del consumo de electricidad y gas natural en un sistema de red, no solo en lo individual.
Estas centrales parecen tener sentido para alimentar un sistema eléctrico nacional en crecimiento, pero sin certidumbre jurídica para los usuarios, quienes sufren para obtener interconexiones a la red, las demandas tardarán más de lo esperado… quizás, quizás hasta después de 2024.
Notas:
[i] Ley de la Industria Eléctrica.
[ii] LNG: Gas natural licuado.
[iii] SISTRANGAS: Sistema Integrado de Transporte y Almacenamiento Nacional de Gas Natural, bajo la gestión del CENAGAS.
[iv]Bcf/d: Miles de millones de pies cúbicos por día.
[v] CRE: Comisión Reguladora de Energía.
[vi] CENAGAS: Centro Nacional de Control del Gas Natural.
[vii] PEP: Pemex Exploración y Producción.
*/ Gerardo Márquez es licenciado en Economía y Derecho por el Instituto Tecnológico Autónomo de México con diversos cursos en Energía y Mercado Eléctrico por el Consejo Mundial de Energía, la Escuela Libre de Derecho y el CENACE. Cuenta con amplia experiencia en finanzas, regulación, derecho y energía. Es especialista en análisis económico y regulatorio; negociación, análisis y preparación de contratos de suministro de gas y servicios del mercado eléctrico; modelado, análisis e interpretación del mercado de electricidad e hidrocarburos; gestión de permisos y relaciones con organismos reguladores.
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