Regulación conllevaría fin de auge del almacenamiento de combustible en México

La inversión en infraestructura de almacenamiento de combustible en México se ha frenado por causa de modificaciones regulatorias clave.

Alejandro Montufar Helu Jiménez, especialista en el mercado de combustibles, dijo a BNamericas que no surgirán nuevos grandes proyectos, como el despliegue de infraestructura valorada en US$1.000 millones por parte de Valero para el mercado de combustibles.

“No creo que haya más en adición al de Valero”, indicó Montufar en una entrevista.

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El ambicioso proyecto de la refinadora estadounidense, anunciado en 2021, buscaba duplicar su capacidad de almacenamiento de combustibles en México a 5.800 millones de barriles para abastecer a su propia red de estaciones de servicio.

También abrió espacio para el posible subarrendamiento de la capacidad no utilizada, práctica conocida localmente como “venta de tickets” de almacenamiento a otros actores privados que deban acreditar el requisito mínimo de capacidad de almacenamiento establecido por el Estado.

Ese proyecto implicó que socios como Ferromex desarrollaran una red ferroviaria para entregas, Grupo México construyera un centro terrestre en Monterrey y Mexplus construyera una terminal en Altamira, en el estado de Tamaulipas, además de otros proyectos más pequeños planificados en Aguascalientes, Saltillo y Guadalajara.

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Un estudio de febrero de 2020 realizado por el servicio de información de precios del petróleo OPIS, filial de IHS Markit, consigna que al menos 10 proyectos privados de almacenamiento de hidrocarburos además del de Valero estaban en carpeta. Cinco proyectos de este segmento con un gasto de capital superior a US$100 millones eran monitoreados por la base de datos de perfiles de proyectos de BNamericas.

Sin embargo, de acuerdo con Montufar, el proyecto de Valero se había estado construyendo durante años bajo la premisa de lograr la capacidad de almacenamiento requerida de 10 días entre los distribuidores.

Ahora que el nivel fue fijado en cinco días, la empresa podría incluso quedarse con un excedente de capacidad una vez que se completen las obras.

“Fue un boom de inversión, porque estaba de cierto modo asegurado el negocio, con el gobierno creando el mercado”,

agregó.

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Hasta las reformas estructurales de 2013-2014, la marca estatal Pemex tenía el monopolio. Sin embargo, con la apertura de las primeras estaciones de servicio privadas en 75 años en junio de 2016, el mercado explotó y algunos analistas veían a principios de 2020 que las gasolineras privadas superaban a Pemex en participación de mercado.

Eso chocaba con el objetivo del presidente Andrés Manuel López Obrador de restituir a Pemex y la eléctrica estatal CFE como actores dominantes del mercado y, con el COVID-19 como justificación, el regulador de energía CRE comenzó a demorar la aprobación de permisos a privados.

Si bien la CRE ha empezado desde junio a expedir las aprobaciones retrasadas para empresas privadas del mercado de combustibles, la industria se ha quejado por el rechazo transversal de las solicitudes.

La modificación introducida por la administración de AMLO redujo el requisito de acreditar capacidad de almacenamiento de combustible de 10 a 5 días para las distribuidoras con el argumento de que había que “atender las circunstancias actuales”, sin detallar cuáles eran.

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Montufar señala que la decisión tomada en 2019 por la Secretaría de Energía para reducir los días de capacidad de reserva generó “comentarios negativos de la industria, porque desincentiva la inversión”.

“Muchos proyectos de almacenamiento surgieron porque la obligación de almacenar era mayor”, indicó Montufar, pero como muestra un nuevo estudio de su firma de investigación de mercado Petrointelligence, hay capacidad más que suficiente para cumplir con la obligación.

Los siguientes gráficos, creados para BNamericas por el analista económico jefe de Petrointelligence, Roberto Galindo, muestran que los actores privados y la red de la petrolera nacional Pemex tienen almacenamiento más que suficiente para 5 días y el requisito de 10 días podría haber impulsado la inversión.

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Si bien la capacidad de almacenamiento conjunta de Pemex y los actores privados es suficiente para cumplir el requisito, Pemex está impedida de “vender tickets”.

Por lo tanto, los actores privados dependen totalmente de la infraestructura privada.

Según Montufar, este fue el factor que impulsó el auge de los proyectos de almacenamiento en 2020 y 2021, ya que la capacidad privada disponible ya estaba topando con el requisito de 10 días y la demanda de combustible debía aumentar en los próximos años.

Las firmas privadas se adaptaron rápidamente, agregó, y compañías como Mobil se convirtieron en actores activos en la venta de tickets, pero la necesidad parece ahora disminuir a medida que se completan los proyectos de almacenamiento en desarrollo.

De cara al futuro, no se puede adivinar cuándo México restablecerá un requisito mayor o si llegue a hacerlo, pero los beneficios irían más allá de la inversión.

Para Montufar, considerando las mejores prácticas internacionales, el requisito debería incrementarse. Aumentarlo a 10 días serviría “para fomentar el desarrollo eficiente de infraestructura de almacenamiento que contribuya a la seguridad energética”.

Fuente: BN Americas.