José Antonio Rojas Nieto / VII

El precio del gas natural, a debate

El consumo mundial de gas natural es de 250 mil millones de pies cúbicos al día. De ese total, 23 por ciento se comercializa internacionalmente, 42 mil millones directamente por gasoducto y 15 mil millones también por gasoductos, pero luego de su licuefacción, su transportación en grandes barcos con esferas criogénicas y, finalmente, su regasificado. La mayor parte del gas comercializado por ductos proviene de Rusia, Noruega, Gran Bretaña y Holanda (24 mil millones de pies cúbicos al día) y se comercializa en Europa. Otra buena parte es gas producido en Canadá (11 mil millones de pies cúbicos diarios) que se exporta a Estados Unidos.

El gas natural licuado y regasificado (16 mil millones de pies cúbicos diarios) proviene de Indonesia (23 por ciento), Argelia (18 por ciento), Malasia (14 por ciento), Qatar (12 por ciento) y Australia, Brunei, Omán, Nigeria, Emiratos Arabes Unidos y Trinidad y Tobago, fundamentalmente. Y se dirige a Japón (48 por ciento en total y 71 por ciento de éste para generar electricidad), Corea del Sur (16 por ciento), España (8 por ciento), Francia (8 por ciento), Taiwán (5 por ciento), Estados Unidos (4 por ciento), Italia (3.8 por ciento) y Turquía (3.5 por ciento), básicamente.

ƑA qué precio se adquiere este gas natural licuado? Los pasados cuatro años Japón lo compró a cerca de cuatro dólares por millón de unidad térmica británica (british thermal unit o BTU), precio similar al del importante centro distribuidor de Louisiana que sirve de referencia para el mercado spot estadunidense: Henry Hub. Sin embargo, diversos estudios internacionales (por ejemplo, el realizado conjuntamente por la Agencia Internacional de Energía, el Instituto Francés del Petróleo y la Sociedad de Compañías de Gas conocida en Francia como Cedigaz, The Challenges of further cost reductions for new supply options (pipeline, lng, gtl), 22 Conferencia Mundial sobre Gas, 1-5 de junio de 2003, Tokio, Japón) aseguran una importante reducción de costos, cercana a 20 por ciento respecto de los costos de hace 10 años.

Para el caso de un gas natural producido, por ejemplo, en Medio Oriente y enviado hoy a Japón, ya se señalan componentes de la cadena del gas natural licuado con las características siguientes para un millón de BTU, equivalentes a mil pies cúbicos: 1) entre 50 y 80 centavos de costo de producción; 2) poco más de un dólar en licuefacción; 3) también un dólar en transporte, y 4) cerca de 50 centavos de dólar en regasificación. En total, cerca de tres dólares por millón de BTU a la salida de la planta regasificadora.

Sin embargo, para no hacer cuentas alegres hay que decir que en ese mismo estudio se advierte que, en la práctica, esos costos pueden variar considerablemente en función del número y la capacidad de las instalaciones de licuefacción y regasificación, y de la distancia entre esas dos instalaciones. Pero también pueden variar por el tamaño y uso de la capacidad instalada, y por las condiciones financieras.

Ahora bien, a decir de los especialistas del citado estudio, el costo de las instalaciones de una cadena completa desde el pozo productor hasta la salida de la planta de regasificación se aproxima a 4 mil millones de dólares, los que se amortizarían en 30 años para permitir que, en casos como el de Japón, se pudiera tener gas natural a un precio inferior a cuatro dólares por millón de BTU, justamente a la salida de la regasificadora.

Las primeras reflexiones serias sobre el caso mexicano indican la posibilidad de tener gas natural licuado proveniente de Argelia o de Trinidad y Tobago (el caso de Bolivia está en una justa discusión en ese país), y entregado en Altamira o Lázaro Cárdenas a un precio no mayor a cuatro dólares por millón de BTU. E indican que con la instalación de dos o tres centrales de recepción y regasificación de gas natural licuado sería posible negociar contratos de largo plazo con un suministro a precio cercano a tres dólares por millón de BTU o un poco más, para garantizar un manejo limpio de su recepción y regasificación. Y aseguran que dos proyectos que inyectaran gas al norte (Altamira) y en la parte central del país (Lázaro Cárdenas) permitirían atenuar un poco la presión del precio del gas importado desde Estados Unidos.

Siendo eso válido, uno no puede menos que resistirse a pensar que Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad no puedan realizar esos proyectos. Y que en su lugar actúen compañías extranjeras, bajo un esquema de productores externos de gas natural.

Pero, al margen de este hecho, conviene advertir que esas dos terminales sólo atenuarían un poco los problemas de disponibilidad y precio interno de gas natural. Pero nada, absolutamente nada, será equivalente al incremento de nuestra capacidad interna de producción, asunto que, indudablemente, tiene frente a sí el secular problema financiero de nuestro sector energético: la terrible carga fiscal, cuya solución exigirá medidas graduales pero firmes que permitan la sustitución de cada dólar proporcionado por las rentas petrolera y eléctrica por fuentes alternativas.

Una vez más surge la necesidad de una estrategia de largo aliento para tener disponibilidad y precio adecuados de gas natural. Se trata de algo realmente urgente e importante. El asunto del gas natural realmente lo exige. De veras.

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