José Antonio Rojas Nieto / I

El precio del gas natural a debate

Por segunda vez en dos meses, las cotizaciones externas del gas natural subieron drásticamente. Entre el 9 y el 11 de enero superaron los siete dólares por millón de BTU (british thermal unit). De no haber bajado en la última semana de enero, eso hubiera representado un precio interno superior a tres pesos por metro cúbico, uno de los más elevados desde 1991, junto con los de principios de 2001, lo que dio origen a esa polémica intervención gubernamental por la cobertura de cuatro dólares por millón de BTU. Por esto, una vez más se ha abierto el debate sobre el esquema de determinación de precios internos. Y, de nuevo, diversos sectores de la sociedad han formulado la demanda de su modificación y el regreso al tradicional esquema con subsidio. Además, y en la medida en que el uso del gas natural se generaliza en el país (satisface cerca de la tercera parte de las necesidades), también se extiende esta delicada y controvertida demanda. ƑPor qué delicada y controvertida? Aclarémoslo un poco con ayuda del ensayo que presentará en octubre Adrián Lajous en el congreso de la Asociación Mexicana para la Economía Energética (Seguridad en el suministro del gas natural en México, 2003).

Desde 1991 los precios internos de todos los combustibles industriales de México (combustóleo, diesel industrial y gas natural) se fijan mediante un mecanismo que pretende reflejar los llamados "costos alternativos" de suministro en una economía abierta, como es el caso del gas natural, aclara Adrián Lajous en su ensayo. Mensualmente, con base en las cotizaciones en dólares de una selección de referentes externos situados en Texas y considerando el registro mensual del tipo de cambio, se determinan los precios internos. En el caso del gas natural los referentes son dos indicadores del sur de Texas (Tetco y PG&E), ligados al centro de referencia más importante de Estados Unidos, el de Henry Hub, Louisiana, referencia del Nymex (New York Merchantil Exchange) y, por ello mismo, de las cuatro zonas principales de Estados Unidos (Costa Este, Costa del Golfo, Medio Oeste y frontera con Canadá), comunicadas a su vez por 16 grandes líneas de gasoductos. El esquema se extendió a todo el sistema de precios del productor y a los precios entre organismos de Pemex. Incluso, las tarifas eléctricas de uso comercial, de servicios e industriales (recientemente la doméstica de alto consumo), se sometieron a un ajuste mensual vinculado, precisamente, a la evolución del precio de los combustibles fósiles utilizados en la generación eléctrica: combustóleo, gas natural y diesel, pero también carbón. Asimismo, con esta base y desde la segunda mitad de los años 90, se estableció el marco regulatorio para la comercialización interna del gas natural, sustentado en ese mismo principio del "costo alternativo". ƑQué aspectos o inquietudes se encuentran atrás de este esquema? Al menos dos de la mayor importancia y que, en mi opinión, es preciso reflexionar una vez más, a la luz de casi 13 años de experiencia. Uno, vinculado al nivel interno del costo de producción del gas natural, superior al del crudo pero muy inferior al de los referentes externos: no entregar indiscriminadamente, como tradicionalmente se hizo hasta 1991, el excedente o renta económica derivado de la diferencia de la cotización externa con el costo interno de producción y concentrarlo totalmente en la Secretaría de Hacienda bajo el concepto de los Derechos de Extracción de Hidrocarburos, tradicional para el crudo. Y al menos otro, vinculado a este pero distinto: alentar el uso eficiente y el ahorro del gas natural, por un lado, y, por otro, impulsar una mayor eficiencia productiva al eliminar la ventaja artificial que ese subsidio implícito proporcionó durante años a los sectores comercial, de servicios e industrial, al permitirles un menor costo en sus productos, precisamente por el menor precio de combustibles que sus competidores.

Desde esos dos puntos de vista el esquema no ha fracasado. La Secretaría de Hacienda ha logrado frenar la trasferencia indiscriminada de la renta del gas natural a los consumidores. Y el aparato productivo nacional es más eficiente en el uso de energía y su productividad y competitividad -interna y externa- ya no se sustentan en el subsidio energético. Pero también es cierto que las nuevas características del mercado de referencia -el estadunidense- y la casi secular, crónica y alta volatilidad que ha experimentado los últimos años también ha generado efectos contradictorios en muchas industrias y en nuestra economía y nuestros hogares, hecho que ha provocado una controvertida evaluación del esquema. El asunto se ha complicado porque nuestras importaciones de gas natural van en aumento y porque -como bien indica Lajous- la seguridad de su suministro ha cobrado mayor relevancia por su creciente significación en la matriz energética global, por la expansión de las importaciones en los países de la OCDE, por el surgimiento de un mercado global de gas licuado y por la aparición de un déficit estructural de gas natural en Estados Unidos. ƑQué podemos y qué debemos hacer frente a ello? Es urgente reflexionar y discutirlo a fondo. Dar tiempo a evaluar y reflexionar. ƑQué hacemos con la renta del gas natural? También es un asunto de la Convención Nacional Hacendaria. Hay que quitarle a Hacienda la exclusiva. šDe veras!

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