pesar del Brexit, los precios del crudo se sostienen. Nuestro petróleo de exportación se mantuvo esta semana en el nivel de 42 dólares por barril. El ligero de referencia en Estados Unidos –West Texas Intermediate (WTI)– en 49. Y el referente europeo Brent cerca de 50 dólares por barril. Hubo descensos lunes y martes. También recuperación otros días de esta semana. Sí. Nuestro petróleo puede promediar 35 dólares por barril este 2016. Ya es el nivel con el que las autoridades hacendarias rehacen el cierre presupuestal de 2016. Y con el que preparan el presupuesto de 2017, aunque pudiéramos pensar en un ligero incremento de precio para el año entrante. Lo veremos. Lo que sorprende un poco es la evolución y el nivel del precio del gas natural de referencia, el conocido Henry Hub de Luisiana. Ya ronda tres dólares por millón de unidad térmica británica (MMBTU). Y sorprende porque a principios de 2016 llegó a registrar cotizaciones inferiores a dos dólares por MMBTU. El 3 de marzo, la más baja del año, 1.64 dólares.
Por su parte, el residual de referencia que se utiliza oficialmente para determinar el precio de nuestro combustóleo –Costa Norte del Golfo de México, 3 por ciento de azufre y poder calorífico de poco más de 6 millones de BTU por barril– se cotiza hoy en 35 dólares. El doble de su nivel del 19 de enero también de este 2016. Con esto el combustóleo de nuestras refinerías registra ya un precio cercano a 26 dólares por barril. Equivale a poco más de cuatro dólares por MMBTU. De sostenerse esta relación de los precios de referencia –residual de 35 dólares por barril y gas natural Henry Hub de tres dólares por MMBTU– dada la mayor eficiencia de las generadoras a gas natural respecto de las generadoras a combustóleo, se sostendría la ventaja del gas natural respecto del combustóleo para generar electricidad. Sería 40 por ciento más barato producir electricidad en generadoras a gas natural que a combustóleo. Además, se emitiría 53 por ciento menos emisiones de bióxido de carbono (CO2).
Sólo un gas natural de referencia cercano a cinco dólares por MMBTU y un residual de referencia de 35 dólares (relación uno a siete entre los precios de gas natural y residual, con sus unidades usuales respectivas) borraría
la ventaja del gas natural en costo de producción. Pero se mantendría la diferencia por menor contaminación. Ésta sólo se borraría
si a la generadora a combustóleo se le adaptaran equipos de secuestro y captura de CO2, lo que llevaría la relación uno a siete a una relación mayor, dependiente de las cotizaciones de los equipos de secuestro y captura de CO2 (CCS, por sus siglas en inglés).
Esta realidad hace pensar –erróneamente– que nosotros sólo debemos instalar centrales a gas natural. Y que debemos olvidar no sólo el combustóleo, sino el carbón, a pesar de que la unidad calorífica de éste sería inferior no sólo a la del combustóleo, sino a la de gas natural (hoy casi a la mitad de este último). Y que la eficiencia de las generadoras a carbón es alta, aunque no como las generadoras a gas natural. Sin embargo, el volumen de emisiones de CO2 producidas por el calor equivalente del carbón es ligeramente mayor al del combustóleo. Y poco más del doble en relación con el del gas natural. Aunque –hay fuerte debate– sería importante considerar las emisiones de CO2 en la extracción, producción o procesamiento previo de los tres combustibles. Y –a decir de varios especialistas– ahí el gas pierde parte de su ventaja. Y la pudiera perder –a decir de otros especialistas– en la alta volatilidad de su precio. Mayor que la del carbón y, en ciertos momentos, que la del petróleo. Por estos dos aspectos (emisiones en todo el proceso y volatilidad de precios), se intensifica el debate sobre los términos en los que debiera o no fincarse la expansión de los sistemas eléctricos en el mundo.
A manera de ejemplo conviene mencionar otros elementos de dicho debate, donde algunos ven en la alta concentración en generadoras a gas natural en los sistemas eléctricos, un nuevo paradigma altamente riesgoso.
Mayor o menor, según las características, especificidades y ubicación de los diferentes países. Seguridad de suministro. Solvencia de tecnologías de almacenamiento y transporte (por ejemplo el carbón gana un poco con el nuevo Canal de Panamá). Relación con renovables y manejo de intermitencia. Flexibilidad para atender aspectos de confiabilidad y respaldo de sistemas eléctricos. Aceptación social. Entre otros. El caso nuestro es complicado. Hoy no tenemos el gas natural que necesitamos. Y se prepara infraestructura para alcanzar la capacidad de importar –sí, importar por gasoducto– no menos de 10 mil millones de pies cúbicos al día. Por el Golfo hasta Tuxpan y alrededores. Por Nuevo León y Tamaulipas hasta el Valle de México. Y hasta el sur y el Istmo. Por Chihuahua hasta el noroeste. Pero también hasta el Bajío y el occidente. Y por Sonora también al noroeste. Incluso, hasta Baja California Sur. Pero sobre esto comentaremos algo más próximamente, así como de la caracterización oficial de estos gasoductos en estratégicos, en económicos y en sociales.
Reiteremos. Hay múltiples elementos que deben ser incorporados en este debate. Y eso sin contar los denominados estratégicos….Sin duda…
