Por: Jhovany Amastal Molina
Durante los últimos años, el petróleo y el gas natural se han convertido en el pilar fundamental del mix energético nacional, al representar el 83.58% de la producción y el85.6% del consumo total —según cifras del 2017. El problema real de tales cifras no es simplemente el alto grado de concentración del consumo en dos hidrocarburos sino del desajuste entre el incremento de la tasa de producción y consumo, lo que incluso, ha convirtiendo al país en un importador neto de productos refinados de petróleo y de gas natural (véase gráfica 1) cuyos niveles de importación tuvieron un crecimiento promedio —durante el último sexenio—de 7.02% y del 17.85%, respectivamente.
Desde esta perspectiva, la seguridad energética de México, entendida como la “continuidad de los suministros energéticos en relación a la demanda” (Winzer, 2012, p. 1), se ha visto socava, incrementado una multiplicidad de riesgos que van desde una posible dependencia crónica del exterior hasta un posible desabasto. Por tanto, la reciente administración de AndrésManuel López Obrador, ha hecho énfasis ya no sólo en la reglamentación de inversiones y demás instrumentos del petróleo—que ha sido el principal elemento de debate— sino también de alentar la producción de otros hidrocarburos, como el carbón, según informa el presidente de la Comisión de Energía del Senado, Armando Guadiana quien, además, mencionó la intención de construir una “central carbo eléctrica de dos unidades con 700Megawatts (MW) de capacidad instalada cada una”.
Si bien, esta estrategia parece ser viable dado que del total del mix energético el carbón sólo representa el 5.5%del total, mientras que las reservas se contabilizan en 1,211 Mtoe, dándonos una disponibilidad de 116 años (R/P) (British Petroleum, 2017), Robert-Bruce (2014), considera que, en realidad, fomentar el aumento de la producción del carbón se vería limitado tanto por la cantidad —y calidad— real de las reservas como por la propia capacidad tecnológica para la extracción y producción del hidrocarburo. Un claro de ejemplo de ello, se encuentra en la carbo eléctrica José López Portillo (1200MW), en Río Escondido, Coahuila, cuyo funcionamiento se ha establecido a partir de carbón doméstico e importado deEstados Unidos, ello, como resultado del “alto contenido de azufre en el carbón mexicano [que] obliga a México a ser importador de carbón térmico”, según señala Jean-Marie Martin en su libro “Charbon, Les métamorphoses d’uneindustrie (2008).
Por otro lado, el estudio realizado por Robert-Bruce, afirma que la alta concentración de las reservas y centros de producción en la cuenca de Sabinas y Fuentes-Río Escondido (Coahuila) — que albergan el 90% de la producción total—obstaculiza el crecimiento de la producción pues, son vetas que, pese a que“han sido económicamente viables”, su “alto contenido de ceniza (23%) reduce de manera importante el grado de calidad”. El resto de la producción, localizada en el noreste de Oaxaca y el sur de Sonora presenta, de la misma manera, varias limitaciones ya que se encuentran en “estratos fuertemente plegado y con fallas geológicas que hacen que su explotación sea difícil y, por tanto, costosas”.
No obstante, esta misma lógica se ha presentado dentro de la industria internacional, anunciando el denominado “pico del carbón” dado que durante los últimos años “la cantidad de capacidad de energía de carbón…, ha disminuido cada año desde 2015. El “2018no ha sido una excepción”, de acuerdo Shearer (2018) pues, ésta “cayó un 20% en la primera mitad de 2018 (enero a junio), de 447 gigavatios (GW). ) a fines de2017 a 364GW para el 1 de julio de 2018, una disminución de 83GW. Por lo que, en general el gasoducto de pre-construcción a nivel global ha caído dos tercios desde 2015, cuando era de 1.090GW.
Los precios del carbón, por otro lado, tampoco han ayudado a revertir la situación anterior pues, pese a que, inicialmente los precios de exportación mensuales del carbón térmico australiano eran relativamente estables, con un rango entre $US25/tonelada métrica en junio de 2001 y $US29/t en octubre de 2003, este equilibrio fue desestabilizado en enero de 2008, cuando los precios saltaron rápidamente a$US98/t y alcanzaron un precio máximo de $US170 en octubre del mismo año (Index Mundi, 2018). En lo que va del año esta tendencia ha oscilado en un precio 108.21/t , teniendo una variación de 0.95%, sin embargo, el problema del nuevo entorno es que esa variación ha sido discontinua, tan sólo de abril a mayo del presente año, los precios tuvieron un incremento repentino del 12% (véase gráfica 2.).
Las causas de dicha tendencia tienen su raíz en el aumento de los precios de los insumos para la extracción de carbón y la apertura de minas más costosas que desde 2005 han aumentado los costos de suministro en una media ponderada en torno al 12% anual –con un incremento acumulado de alrededor del 70%– según datos de la Agencia Internacional deEnergía (IEA, por sus siglas en inglés). Bajo esta lógica, NilsJohnson, del Instituto Internacional de Análisis de Sistemas Aplicados, sentencia que “la industria no requiere nuevas inversiones dada la capacidad de los activos existentes para satisfacer una demanda plana (plateau),por lo que los precios seguirán bajo presión a medida que el ciclo deflacionario continúa”.
Fred Pearce(2014), por su parte, añade a este contexto, los efectos nocivos de este hidrocarburo a nuestro ecosistema ya que “la quema de carbón enfrenta serios límites ambientales, especialmente la contaminación del aire y la escasez de agua. De ahí que, durante los últimos, la reducción de los gases de efecto invernadero, se haya convertido en un pilar fundamental de las políticas energéticas nacionales e internacionales como el Acuerdo de París (2015), en el cual, 195 países establecieron un plan de acción mundial con el objetivo de poner límite al calentamiento global muy por debajo de 2 ºC. Cabe destacar, queMéxico fue uno de los países firmantes, comprometiéndose a reducir sus emisiones de gas de efecto invernadero en un 25%.
Bajo este escenario, el aumento de la producción del carbón como una estrategia para disminuir los riesgos de nuestra seguridad energética, parece ser poco viable dado que su aumento, implicaría a su vez, incrementar sus niveles de importación que de acuerdo con los datos oficiales más del 50% vendría de los Estados Unidos; hecho que contrasta con el objetivo de la actual administración de disminuir la dependencia energética deMéxico con dicho país. Por otro parte, la “inestabilidad” de los precios no permitiría el grado suficiente de inversión no sólo por la pérdida de mercado que ha sufrido el carbón sino por las condiciones geológicas del país, además de que hay alternativas más viables como las renovables, el gas natural e incluso, bajo ciertas limitantes, la nuclear.
Fuentes de consulta
British Petroleum. (2017). BP Statistical Review of World Energy 2017 Underpinning Data. Londres, Reino Unido. Recuperado a partir de https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html
Index Mundi. (2018). Coal, Australian thermal coal -Monthly Price -. Recuperado el 11 de diciembre de 2018, a partir de https://www.indexmundi.com/commodities/?commodity=coal-australian&months=60
Pearce, F. (2014). Peak Coal: Why the Industry’s Dominance May Soon Be Over. Recuperado el 10 de diciembre de 2018, a partir de https://e360.yale.edu/features/peak_coal_why_the_industrys_dominance_may_soon_be_over
PEMEX. (2018). Volumen del comercio exterior de productos petrolíferos y gas natural. Recuperado el 10 de diciembre de 2018, a partir de http://ebdi.pemex.com/bdi/bdiController.do?action=cuadro&subAction=applyOptions
Robert-Bruce, W. (2014). El carbón en México. Economía Informa, 230(5), 138–160. https://doi.org/10.1016/S0039-6028(00)00142-4
Shearer, C. (2018). Guest post: ‘Peak coal’ is getting closer. Recuperado el 10 de diciembre de 2018, a partir de https://www.carbonbrief.org/guest-post-peak-coal-is-getting-closer-latest-figures-show
Winzer, C. (2012). Conceptualizing energy security. Energy Policy, 46, 36–48. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2012.02.067
Por: Jhovany Amastal Molina
Durante los últimos años, el petróleo y el gas natural se han convertido en el pilar fundamental del mix energético nacional, al representar el 83.58% de la producción y el85.6% del consumo total —según cifras del 2017. El problema real de tales cifras no es simplemente el alto grado de concentración del consumo en dos hidrocarburos sino del desajuste entre el incremento de la tasa de producción y consumo, lo que incluso, ha convirtiendo al país en un importador neto de productos refinados de petróleo y de gas natural (véase gráfica 1) cuyos niveles de importación tuvieron un crecimiento promedio —durante el último sexenio—de 7.02% y del 17.85%, respectivamente.
Desde esta perspectiva, la seguridad energética de México, entendida como la “continuidad de los suministros energéticos en relación a la demanda” (Winzer, 2012, p. 1), se ha visto socava, incrementado una multiplicidad de riesgos que van desde una posible dependencia crónica del exterior hasta un posible desabasto. Por tanto, la reciente administración de AndrésManuel López Obrador, ha hecho énfasis ya no sólo en la reglamentación de inversiones y demás instrumentos del petróleo—que ha sido el principal elemento de debate— sino también de alentar la producción de otros hidrocarburos, como el carbón, según informa el presidente de la Comisión de Energía del Senado, Armando Guadiana quien, además, mencionó la intención de construir una “central carbo eléctrica de dos unidades con 700Megawatts (MW) de capacidad instalada cada una”.
Si bien, esta estrategia parece ser viable dado que del total del mix energético el carbón sólo representa el 5.5%del total, mientras que las reservas se contabilizan en 1,211 Mtoe, dándonos una disponibilidad de 116 años (R/P) (British Petroleum, 2017), Robert-Bruce (2014), considera que, en realidad, fomentar el aumento de la producción del carbón se vería limitado tanto por la cantidad —y calidad— real de las reservas como por la propia capacidad tecnológica para la extracción y producción del hidrocarburo. Un claro de ejemplo de ello, se encuentra en la carbo eléctrica José López Portillo (1200MW), en Río Escondido, Coahuila, cuyo funcionamiento se ha establecido a partir de carbón doméstico e importado deEstados Unidos, ello, como resultado del “alto contenido de azufre en el carbón mexicano [que] obliga a México a ser importador de carbón térmico”, según señala Jean-Marie Martin en su libro “Charbon, Les métamorphoses d’uneindustrie (2008).
Por otro lado, el estudio realizado por Robert-Bruce, afirma que la alta concentración de las reservas y centros de producción en la cuenca de Sabinas y Fuentes-Río Escondido (Coahuila) — que albergan el 90% de la producción total—obstaculiza el crecimiento de la producción pues, son vetas que, pese a que“han sido económicamente viables”, su “alto contenido de ceniza (23%) reduce de manera importante el grado de calidad”. El resto de la producción, localizada en el noreste de Oaxaca y el sur de Sonora presenta, de la misma manera, varias limitaciones ya que se encuentran en “estratos fuertemente plegado y con fallas geológicas que hacen que su explotación sea difícil y, por tanto, costosas”.
No obstante, esta misma lógica se ha presentado dentro de la industria internacional, anunciando el denominado “pico del carbón” dado que durante los últimos años “la cantidad de capacidad de energía de carbón…, ha disminuido cada año desde 2015. El “2018no ha sido una excepción”, de acuerdo Shearer (2018) pues, ésta “cayó un 20% en la primera mitad de 2018 (enero a junio), de 447 gigavatios (GW). ) a fines de2017 a 364GW para el 1 de julio de 2018, una disminución de 83GW. Por lo que, en general el gasoducto de pre-construcción a nivel global ha caído dos tercios desde 2015, cuando era de 1.090GW.
Los precios del carbón, por otro lado, tampoco han ayudado a revertir la situación anterior pues, pese a que, inicialmente los precios de exportación mensuales del carbón térmico australiano eran relativamente estables, con un rango entre $US25/tonelada métrica en junio de 2001 y $US29/t en octubre de 2003, este equilibrio fue desestabilizado en enero de 2008, cuando los precios saltaron rápidamente a$US98/t y alcanzaron un precio máximo de $US170 en octubre del mismo año (Index Mundi, 2018). En lo que va del año esta tendencia ha oscilado en un precio 108.21/t , teniendo una variación de 0.95%, sin embargo, el problema del nuevo entorno es que esa variación ha sido discontinua, tan sólo de abril a mayo del presente año, los precios tuvieron un incremento repentino del 12% (véase gráfica 2.).
Las causas de dicha tendencia tienen su raíz en el aumento de los precios de los insumos para la extracción de carbón y la apertura de minas más costosas que desde 2005 han aumentado los costos de suministro en una media ponderada en torno al 12% anual –con un incremento acumulado de alrededor del 70%– según datos de la Agencia Internacional deEnergía (IEA, por sus siglas en inglés). Bajo esta lógica, NilsJohnson, del Instituto Internacional de Análisis de Sistemas Aplicados, sentencia que “la industria no requiere nuevas inversiones dada la capacidad de los activos existentes para satisfacer una demanda plana (plateau),por lo que los precios seguirán bajo presión a medida que el ciclo deflacionario continúa”.
Fred Pearce(2014), por su parte, añade a este contexto, los efectos nocivos de este hidrocarburo a nuestro ecosistema ya que “la quema de carbón enfrenta serios límites ambientales, especialmente la contaminación del aire y la escasez de agua. De ahí que, durante los últimos, la reducción de los gases de efecto invernadero, se haya convertido en un pilar fundamental de las políticas energéticas nacionales e internacionales como el Acuerdo de París (2015), en el cual, 195 países establecieron un plan de acción mundial con el objetivo de poner límite al calentamiento global muy por debajo de 2 ºC. Cabe destacar, queMéxico fue uno de los países firmantes, comprometiéndose a reducir sus emisiones de gas de efecto invernadero en un 25%.
Bajo este escenario, el aumento de la producción del carbón como una estrategia para disminuir los riesgos de nuestra seguridad energética, parece ser poco viable dado que su aumento, implicaría a su vez, incrementar sus niveles de importación que de acuerdo con los datos oficiales más del 50% vendría de los Estados Unidos; hecho que contrasta con el objetivo de la actual administración de disminuir la dependencia energética deMéxico con dicho país. Por otro parte, la “inestabilidad” de los precios no permitiría el grado suficiente de inversión no sólo por la pérdida de mercado que ha sufrido el carbón sino por las condiciones geológicas del país, además de que hay alternativas más viables como las renovables, el gas natural e incluso, bajo ciertas limitantes, la nuclear.
Fuentes de consulta
British Petroleum. (2017). BP Statistical Review of World Energy 2017 Underpinning Data. Londres, Reino Unido. Recuperado a partir de https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html
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Pearce, F. (2014). Peak Coal: Why the Industry’s Dominance May Soon Be Over. Recuperado el 10 de diciembre de 2018, a partir de https://e360.yale.edu/features/peak_coal_why_the_industrys_dominance_may_soon_be_over
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Shearer, C. (2018). Guest post: ‘Peak coal’ is getting closer. Recuperado el 10 de diciembre de 2018, a partir de https://www.carbonbrief.org/guest-post-peak-coal-is-getting-closer-latest-figures-show
Winzer, C. (2012). Conceptualizing energy security. Energy Policy, 46, 36–48. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2012.02.067
