El nuevo proyecto de Synthetic LNG de TotalEnergies y sus socios en Estados Unidos apunta a producir gas sintético a partir de CO₂ reutilizado y energía renovable hacia 2030. Este análisis explica cómo puede redefinir el mercado global de gas, qué rol jugarán Europa y Japón y qué debe vigilar México en regulación, contratos e infraestructura.
El anuncio más reciente de TotalEnergies y Tree Energy Solutions, acompañados por utilities japonesas, no es solo otro proyecto de gas en Estados Unidos. Es una señal clara de que el gas sintético producido con energía renovable y CO₂ reutilizado está dejando de ser un experimento de laboratorio para convertirse en un pilar emergente del mercado global de gas hacia 2030. El Synthetic LNG entra a escena como una molécula nueva en origen, pero diseñada para moverse dentro de los mismos ductos, tanques y buques metaneros que hoy sirven al gas natural convencional.
Japón quiere inyectar al menos 1 por ciento de gas sintético a su red de distribución en esta década, y Europa ve en estos proyectos una forma de descarbonizar el uso de gas sin desmontar toda su infraestructura. México, todavía anclado a la dependencia del gas de Texas y a contratos de GNL tradicional, no puede darse el lujo de mirar esta tendencia como algo lejano: Synthetic LNG puede cambiar los precios relativos, la competencia por terminales y la forma en que se certifican las importaciones de moléculas “limpias”.
En esencia, el Synthetic LNG es gas metano producido de forma artificial a partir de hidrógeno verde y dióxido de carbono capturado, que luego se licúa como si fuera LNG convencional. El proceso de metanación combina hidrógeno generado con electricidad renovable con CO₂ de origen biogénico o capturado de procesos industriales, para producir un metano químicamente idéntico al gas fósil.
Una vez licuado, este gas sintético puede:
Cargarse en los mismos buques metaneros.
Utilizar las mismas terminales de regasificación.
Inyectarse en los mismos gasoductos.
Usarse en las mismas turbinas y calderas sin modificaciones profundas.
El valor estratégico está en la trazabilidad. Si el hidrógeno proviene de renovables y el CO₂ es biogénico o capturado de la atmósfera, el balance de emisiones puede ser cercano a cero en ciclo de vida, siempre que se controle la fuga de metano en transporte y combustión. La molécula en sí no es nueva, pero el “apellido” sintético cambia completamente la conversación regulatoria, financiera y de contratos de largo plazo.
El proyecto que hoy concentra la atención del mercado es el Live Oak, en Nebraska. TotalEnergies y Tree Energy Solutions planean una planta que use CO₂ biogénico de plantas de bioetanol y electricidad renovable para producir entre 100 mil y 200 mil toneladas al año de gas sintético hacia 2030, con decisión final de inversión prevista para 2027. Osaka Gas, Toho Gas e Itochu se perfilan como compradores ancla, alineados con la estrategia japonesa de introducir gas sintético en la red y reducir su huella de carbono sin abandonar el gas como vector energético.
La lógica de negocio es clara:
Estados Unidos ofrece electricidad renovable relativamente barata, abundantes fuentes de CO₂ biogénico y una infraestructura LNG consolidada.
Japón necesita moléculas bajas en carbono que puedan sustituir parte del LNG sin rehacer toda su infraestructura de consumo.
TotalEnergies y TES se posicionan como proveedores de “moleculas verdes” certificables, con un producto que puede entrar en mercados europeos y asiáticos donde las regulaciones climáticas se están endureciendo.
Para TotalEnergies, que ya invierte en LNG marino, terminales europeas y proyectos de hidrógeno, el Synthetic LNG funciona como un puente entre su negocio gasero tradicional y la nueva economía de combustibles de baja huella de carbono. Para TES, es la forma de convertir sus hubs en Alemania y otros puertos en nodos de moléculas renovables, no solo de gas fósil importado.
El Synthetic LNG llega con una combinación seductora:
Reduce las emisiones de gases de efecto invernadero si se produce con energía renovable y CO₂ adecuado.
Diversifica el origen de la molécula, algo clave para países que quieren depender menos de Rusia, Oriente Medio o un número limitado de proveedores.
Aprovecha al máximo la infraestructura existente de LNG, gasoductos y terminales, lo que disminuye el riesgo de activos varados.
Pero tiene límites evidentes que los reguladores, traders y compradores deben considerar:
El costo de producción hoy es muy superior al del gas fósil; depende del precio de la electricidad renovable, del costo de captura de CO₂ y de la eficiencia del proceso de metanación.
La escalabilidad está acotada por la disponibilidad de CO₂ biogénico y por la competencia con otros usos del hidrógeno verde.
La logística de certificación y trazabilidad es compleja: cada cargamento debe acreditar su intensidad de carbono con metodologías aceptadas internacionalmente, lo que introduce un componente de “compliance” que no existe en el LNG convencional.
Para que el Synthetic LNG deje de ser nicho y se convierta en columna relevante del mercado, necesitará señales de precio del carbono más claras, marcos regulatorios homogéneos y compradores dispuestos a pagar una prima por moléculas certificadas. Sin eso, seguirá siendo un producto simbólico, útil para objetivos climáticos, pero marginal frente al volumen del gas fósil.
México entra a esta discusión desde una posición singular: es importador neto de gas, altamente dependiente del gasoducto desde Texas y con una infraestructura de GNL orientada a confiabilidad del sistema, no a combustibles sintéticos. La aparición del Synthetic LNG no cambia esa realidad de inmediato, pero sí modifica el contexto estratégico para los próximos diez años.
Hay al menos cuatro frentes que los reguladores, operadores y empresas mexicanas deberían seguir de cerca:
Regulación y certificación de moléculas bajas en carbono
Si Europa y Japón comienzan a pagar primas por cargas de LNG sintético o mezclas con e-methane certificado, el mercado se segmentará. México necesita definir con anticipación cómo tratará estas moléculas en términos de etiquetado, contenido renovable y contabilidad de emisiones, para no quedarse atrapado entre contratos tradicionales y nuevas exigencias climáticas.
Contratos de importación y flexibilidad de suministro
Los contratos actuales de gas y LNG están pensados para moléculas fósiles. A medida que surjan cargamentos híbridos o sintéticos, CFE Internacional, comercializadores privados y grandes consumidores industriales deberán decidir si aceptan pagar por certificaciones verdes, garantías de origen o esquemas de blended supply donde parte del gas sea sintético y parte fósil.
Infraestructura de regasificación y hubs costeros
Las terminales existentes en el Golfo y el Pacífico podrían convertirse en puntos de entrada de Synthetic LNG si el mercado lo exige. La clave estará en la capacidad de integrar trazabilidad, medición de emisiones y servicios de almacenamiento que permitan separar, mezclar o etiquetar volúmenes con diferentes características de carbono.
Oportunidades internas para producir gas sintético
México tiene zonas con alto potencial renovable y emisiones concentradas de CO₂ industrial. Sonora, Baja California, el Istmo y regiones industriales del norte podrían, en teoría, albergar proyectos de gas sintético que aprovechen tanto el recurso solar como corrientes de CO₂ concentrado. Pemex Logística y CFE podrían convertirse en operadores de infraestructura para este tipo de moléculas, ya sea como transportistas, almacenadores o socios de proyectos.
El reto es de timing: cuando el Live Oak y proyectos similares en otros países entren en operación hacia 2030, el mercado no preguntará si México está listo, simplemente se moverá. Quien no tenga claridad regulatoria, contractual y de infraestructura quedará con menos margen para negociar precios y condiciones.
El Synthetic LNG no sustituirá al gas fósil de un día a otro. Pero hacia 2030 y 2035 puede convertirse en una pieza clave en tres dimensiones: cumplimiento climático, seguridad energética y competencia por capital en proyectos de gas. Los países que combinen infraestructura existente, regulación sofisticada y visión de largo plazo podrán usarlo como palanca para mantener gas en su matriz sin chocar de frente con sus metas climáticas.
Para México, la lección es directa. No se trata solo de observar cómo TotalEnergies, TES y las utilities japonesas construyen la siguiente generación de cadenas de valor del gas. Se trata de decidir si el país quiere ser únicamente comprador tardío de moléculas baratas, o socio activo en una arquitectura de mercado donde la huella de carbono será tan relevante como el precio.
En ese nuevo tablero, el Synthetic LNG no es un producto exótico, es un aviso. Señala que el gas del futuro se medirá por su origen, por su traza de emisiones y por la capacidad de cada país para integrarlo a su sistema energético sin perder competitividad. México todavía está a tiempo de leer la señal y ajustar su estrategia antes de que la próxima década lo coloque en un lugar que no eligió.
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