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La reforma energética en México mató un esquema que cerró la puerta a la participación privada durante 75 años. Pero, en su implementación, quedaron vacíos. Uno de ellos ha sido el almacenamiento y transporte privado de combustibles al interior del país.

El problema comienza con la capacidad de almacenamiento de gasolina y diésel. Mientras que en el país hay depósitos para guardar el equivalente al consumo de tres días, en España están obligados a tener almacenamiento para 92, por ejemplo; en Japón, para 70 días; y, en Estados Unidos y la Unión Europea, para 90. En un caso más cercano, Perú, en Latinoamérica, éste está obligado a guardar combustible para cinco días.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE), el regulador energético mexicano, reconoce que la infraestructura de almacenamiento actual del país (compuesto por 74 terminales terrestres, cinco marítimas y 66 poliductos) resulta insuficiente, y que 80% de esa capacidad está saturada.

Por si fuera poco, la demanda de combustibles en México está al alza. Se estima que, en 13 años, entre 2017 y 2030, el consumo de gasolina aumentará en 27.5%, por un aumento en el parque vehicular, particularmente en las regiones Golfo, Sur y Sureste del país.

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Cambio de dirección

La Secretaría de Energía indica que están en curso 50 proyectos de almacenamiento con capacidad nominal total de 33.3 millones de barriles, ubicados en 21 estados del país, que suman una inversión de 3,035 millones de dólares (mdd).

La intención del gobierno es que, de acuerdo con su política de almacenamiento mínimo de petrolíferos, hacia 2020 los volúmenes en inventarios alcancen para cubrir cinco días de consumo regular; en 2022 de ocho a nueve días. En 2025, el inventario equivaldrá a entre 10 y 13 días de consumo. La obligación de mantener inventarios mínimos será aplicable a los comercializadores y distribuidores que vendan a gasolineras o a usuarios finales.

El pasado 16 de mayo, el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, habló del interés de diversas empresas en construir 48 terminales de almacenamiento, lo que significarían, según el funcionario, un aumento de 177% en la capacidad actual. También señaló que, al culminarse el medio centenar de proyectos, las reservas pasarán de representar tres días de consumo a 10 o 13 días de venta, de lo que se deduce que eso no ocurriría sino hasta el año 2025.

“Es importante recordar que la construcción del mercado de gasolinas, además de la inversión en terminales, implica la necesidad de construir infraestructura de transporte, distribución y expendio. En este sentido, las oportunidades siguen siendo amplias”, comenta Arturo Carranza, asesor en energía del Instituto Nacional de Administración Pública (INAP).

El asesor señala que donde más hacen falta terminales es cerca de los centros de consumo. “Actualmente, las inversiones se centran en la región centro y occidente, pero las oportunidades también están en el norte y sur del país”, agrega el especialista.

Nuevos jugadores

ExxonMobil fue uno de los primeros en almacenar y vender gasolina importada. La compañía ha traído, desde su refinería en Texas, 900,000 barriles de combustible por tren a sus dos terminales en San Luis Potosí y Guanajuato. Pero sus planes no terminan ahí.

Para finales de agosto pasado, el gigante energético planeaba contar con dos terminales más: en Tula (Hidalgo) y Monterrey; y, para el próximo año, una terminal de trasvase de Tuxpan a Tula. “Ésa es la quinta”, explica Carlos Rivas, director general de combustibles de la compañía estadounidense.

ExxonMobil también participa en la construcción de un ducto de Tuxpan a Tula para transportar los energéticos, con la intención de abastecer a la región más demandante del país: la Zona Metropolitana de la Ciudad de México. Sobre la construcción de más infraestructura, el directivo dice que se analiza la posibilidad de construir más ductos hacia la frontera norte, y después llegar al Pacífico.

El consumo de combustibles en México es de 1.4 millones de barriles diarios y las dos refinerías de ExxonMobil en Estados Unidos producen 1.8 millones. Su propósito es quedarse con 20% del mercado y traer tanto combustible como le sea redituable. “Va a depender del consumidor mexicano”, dice Rivas.

Con una inversión de 200 mdd, el gigante suizo Glencore construye terminales de almacenamiento. La primera estará en Dos Bocas, Tabasco. Tiene una capacidad de 600,000 barriles y pretende mover 40,000 por día, dijo en marzo su director global de Petróleo, Alex Beard.

Para junio pasado, el plan era empezar a construir otra terminal en Tuxpan, Veracruz, para llegar al mercado más grande del país. Esta terminal es más extensa que la de Tabasco (1.5 millones de barriles de combustible) y comenzará operaciones a finales de 2019.

Un caso más es el de la firma Avant Energy, propietaria de una terminal marítima en Tamaulipas y otra en Querétaro. Su infraestructura tendrá capacidad para 1.2 millones de barriles de combustible, suficiente para almacenar hasta 15 días de venta, y distribuir 100,000 barriles diarios. La estación en Querétaro tendrá una capacidad de 450,000 barriles.

El secretario Coldwell dijo que el sistema Supera pretende abastecer, además de Tamaulipas, a los mercados de Aguascalientes, Guanajuato, Querétaro y San Luis Potosí y, en fases subsecuentes, a otras zonas del país.

Por su parte, la división de Pemex, Pemex Logística, presentó (el pasado 22 de mayo) su nueva temporada abierta, en la que subastará capacidad de 16 terminales de almacenamiento y 11 poliductos para transportar combustibles, después de que quedara desierta en marzo.

El gobierno ha prometido que, con los nuevos proyectos, se logrará una capacidad de almacenamiento para cinco días en 2020; para ocho, en 2022; y 15, en 2025. “La obligación [de tener ese nivel de reservas] será aplicable a los comercializadores y distribuidores que vendan a gasolineras o a usuarios finales”.

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