ermítaseme señalar inicialmente que este viernes pasado Pemex informó que nuestra mezcla mexicana de crudo de exportación cerró sus cotizaciones en 31.13 dólares por barril. Con ello y considerando el comportamiento más o menos sostenido de unos precios que no descendieron por debajo de los 27 dólares por barril en marzo y en lo que va de abril, hasta el momento el promedio anual es de casi 27 dólares. Sí, tres por encima de la propuesta de la Secretaría de Hacienda en los llamados Pre-Criterios 2017. En ese documento oficial que plantea al Congreso las bases para el cierre presupuestal de 2016 y la perspectiva de 2017, se proponen cuentas públicas vinculadas a un precio medio anual de 25 dólares por barril. Con tipo de cambio promedio anual de 18 pesos por dólar. Excesiva prudencia en mi opinión.
Pero esperemos los ocho meses y medio que faltan de este difícil 2016 para juzgar la pertinencia de tal precio del crudo. Asimismo la del precio del gas natural de referencia (Henry Hub, Luisiana) de dos dólares por millón de unidad térmica británica (MMBTU). Este importante referente del mercado regional del gas natural en América del Norte sigue con cotizaciones muy bajas. El viernes cerró en 1.99 dólares por MMBTU. Agrego brevemente que las referencias propuestas para 2017 son, respectivamente, de 35 dólares por barril y 2.60 dólares por MMBTU, con tipo de cambio promedio anual de 17.20 pesos por dólar. Esto significa un pequeñísimo respiro para la austeridad fiscal a la que obligan las previsiones gubernamentales de este año.
Bueno, sigamos un poco con la información sobre la situación del gas natural en México. Por las reacciones que se han suscitado –peticiones de rectificación y protestas, en lo fundamental de cámaras industriales– comentemos que el pasado 15 de febrero de este año, en el Diario Oficial de la Federación se publicó una de las más controversiales resoluciones de la Comisión Reguladora de Energía. Nueva metodología para determinar los precios máximos de venta de primera mano del gas natural. Sí, primera mano, es decir –como la misma metodología lo indica–, primera enajenación en territorio nacional que realice Petróleos Mexicanos (Pemex), sus organismos subsidiarios, filiales o divisiones, y cualquier otra empresa productiva del Estado, o una persona moral, por cuenta y orden del Estado a un tercero o entre ellos. ¿Dónde? A la salida de plantas de procesamiento, puntos de inyección de producto importado, y ductos de internación.
Sí, plantas endulzadoras (remoción de contaminantes como el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono del gas de campos productores) y criogénicas (remoción del agua y condensación de hidrocarburos pesados). Puntos de inyección de gas natural importado y ductos de internación. Siempre y cuando las cotizaciones del gas natural en esos puntos se determinen a partir de los mercados estadunidenses de referencia Henry Hub y sur de Texas, como por ejemplo Naco, Ciudad Juárez, Piedras Negras. Hay puntos de inyección y ductos de internación que se rigen por precios contractuales distintos. Es el caso del gas natural que ingresa por Mexicali (vinculado al mercado del sur de California) o el gas natural licuado que ingresa por Manzanillo y Altamira (con fórmulas contractuales específicas o vinculados al mercado europeo o asiático del gas natural licuado).
Pues bien, para el caso del precio de ventas de primera mano –Reynosa y Ciudad Pemex por delante– la resolución de marras redefinió tres aspectos fundamentales para determinar el llamado costo de oportunidad del gas natural en nuestro país: 1) índices relevantes en Estados Unidos (hoy gran productor) y procedimiento para determinar el referente del precio interno, en una situación en la que –por cierto– se ha hecho imprescindible importar gas de Estados Unidos para completar el abasto (en febrero de este año casi 2 mil millones de pies cúbicos al día, de un total consumido cercano a 8 mil millones); 2) estimación del costo de transporte fronterizo entre el sur de Texas y Reynosa; 3) nueva estimación sobre los flujos del gas natural entre el norte (Reynosa) y el sur (Ciudad Pemex) de México y, en consecuencia, nueva determinación sobre el llamado punto de arbitraje, nueva zona en la que se encuentran los flujos provenientes del norte con los provenientes del sur. Así, para el mes de marzo –inicio de vigencia de la resolución de la CRE– el precio del gas natural se elevó respecto al de febrero en todo el país. Los precios (estimados y sujetos a aclaraciones de la CRE, indica Pemex) representan para el precio de ventas de primera mano de Reynosa un incremento de 13 por ciento y para el de Ciudad Pemex, 27 por ciento.
Así, por ejemplo, para Guadalajara los precios subieron 20 por ciento, en virtud de que las tarifas de transporte de marzo son las mismas de febrero, aunque ya cambiarán en abril. Y para Chihuahua sur 10 por ciento. Una estimación libre permite pensar en un incremento del orden de 20 por ciento para todo el país. Pero las cámaras industriales no sólo reclaman esta elevación. También su implicación –según señalan– en el precio de la electricidad industrial. A su decir se elevó no menos de 5 por ciento en abril respecto del mes anterior. Sí, como resultado de los nuevos precios de combustibles de marzo, entre ellos el del gas natural. Atrás de esta polémica –no es la primera vez que hay reclamos– está la implantación de lo que la misma CRE indica. Los mecanismos de determinación del costo de oportunidad del gas natural, de cuyo costo de producción, por cierto, no se habla.
Los precios de abril están pendientes. Pero sobre los resultados de esta controversia y el famoso esquema de costo de oportunidad será bueno comentar algo pronto. Sin duda.
