El país sigue siendo altamente dependiente de la molécula estadounidense; el carburante traído del exterior representó a septiembre pasado 69% del volumen disponible a nivel nacional.
Aunque entre las políticas centrales del actual gobierno está la soberanía energética, las compras de gas natural a Estados Unidos han aumentado en 34% del 2018 a la fecha, situación que cobra relevancia en el estado operativo de emergencia que declaró el Centro Nacional de Energía (Cenace) y respaldó la comercializadora de la Comisión Federal de Electricidad (CFEnergía) por posible desabasto de gas para la generación de electricidad a partir del 12 y por lo menos hasta el 17 de enero.
En sus reportes de todas las exportaciones por ducto de la industria estadounidense, la Agencia de Información Energética de Estados Unidos (EIA, por su sigla en inglés) refleja que entre enero y octubre de 2023 (último mes con datos conjuntos cerrados) todos los exportadores de gas mandaron a México vía tuberías un volumen récord de 5,660 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas, lo que significa que en un año hubo un aumento de 7.3% en este renglón.
Así, a pesar del discurso de soberanía energética que según la presente administración consistiría en dejar de comprar todos los combustibles (aunque sólo parece enfocarse en los líquidos automotrices como gasolinas y diésel, que fueron la justificación para la construcción de la refinería de Dos Bocas, en Tabasco), las exportaciones de gas natural que se realizan mediante gasoductos fronterizos han aumentado 34% entre los primeros 10 meses del año pasado y el volumen de 4,223 mmpcd que se reportaron en el último año del sexenio anterior.
Así, la constante ha sido el aumento de las compras externas de este hidrocarburo que satisfacen casi 70% el consumo, además de que 60% de la energía eléctrica que se produce es con tecnología que utiliza gas natural.
Estas importaciones aumentaron luego de que en el sexenio pasado se licitaron ramales de gasoductos para elevar la capacidad de importación desde Estados Unidos, bajo la lógica de que con el incremento de la producción de gas shale, la abundancia y liquidez de este producto convierten a la región en la más barata del mundo, con precios que no han superado los 5 dólares por millón de unidad térmica británica (BTU), mientras que en Europa rebasan los 10 dólares y en Asia han llegado a 16 dólares por unidad.
Entonces, en 2015 ocurrió el gran incremento en las exportaciones de gas de Estados Unidos a México, que según los reportes de la IEA crecieron 42% interanual a 2,583 mmpcd.
A la vez, en 2016 ocurrió otro gran salto y las exportaciones añadidas entre enero y octubre sumaron 3,429 mmpcd, lo que implicó un aumento anual de 33% en estas ventas realizadas desde Estados Unidos.
Así, las exportaciones comparables de los primeros 10 meses del 2023 con las que se realizaban hace una década han aumentado en 235%, desde un volumen de 1,686 de mmpcd del 2013 a los 5,660 mmpcd del mismo lapso del año pasado. En la última década, los envíos han crecido 12.9% en promedio cada año.
México es el primer comprador del gas natural estadounidense, con una absorción de 30% del volumen de exportación, si bien esa participación se ha ido reduciendo paulatinamente a medida que Estados Unidos ha ido elevando sus exportaciones de gas natural licuado a través de embarcaciones. En su año de mayor esplendor, el 2016, la participación mexicana fue de 62 por ciento.
Según el Prontuario Estadístico de la Secretaría de Energía a septiembre de 2023, en el país hay 25 puntos de internación de gas en la frontera norte, para conducir el hidrocarburo a través de 19,060 kilómetros que componen la red nacional, de la que 10,675 kilómetros son del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural (Sistrangas) público, y los restantes 8,385 kilómetros son privados.
En lo que se refiere al gas seco -no asociado al petróleo-, la disponibilidad a septiembre del año pasado (última cifra publicada por la Secretaría de Energía en su Sistema de Información Energética) fue de 8,238 mmpcd, de los que 5,676 mmpcd (equivalente a 69%) se suministraron con importaciones y los restantes 2,561 mmpcd correspondieron a la producción local.
En tanto, la demanda se contabilizó en 8,084 mmpcd, siendo el sector eléctrico el mayor consumidor con requerimientos por 4,739 mmpcd, que representan 59% del consumo, cifra más de 10 puntos porcentuales mayor a la observada una década atrás.
De ahí que por segundo invierno -luego del vórtice polar que afectó en 2021 dejando sin electricidad a más de 4.5 millones de usuarios de la CFE durante algunas horas- este año existe riesgo de que de nueva cuenta la volatilidad de precios impida la compra del hidrocarburo en el mercado spot y su escasez lleve a que se realicen cortes de electricidad.
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