Francisco Salazar: Regulación del precio de gas del sur: ¿clave para la seguridad de suministro?

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Por: Francisco Salazar

La campaña de Donald Trump, y su posterior arribo a la Casa Blanca, han generado un aumento en las preocupaciones en México sobre la creciente dependencia de las importaciones de gas natural de Estados Unidos y el riesgo que ello impone sobre la seguridad de suministro (ver, por ejemplo, las ediciones 2016 (p. 100-102) y 2017 (p. 137-139) del World Energy Issues Monitor del World Energy Council, que analiza las opiniones de líderes en el sector energético).

En Estados Unidos, algunos analistas influyentes también han abordado el tema. Jason Bordoff y Tim Boersma, por ejemplo, recientemente plantearon que el gobierno estadounidense podría ejercer presión sobre México utilizando al suministro de gas como palanca de negociación, comparando la situación con la presión que Rusia ha ejercido sobre el suministro de gas en Ucrania (y Europa). En un artículo posterior, Bordoff matizó la comparación, explicando que los productores, comercializadores y transportistas de Estados Unidos se opondrían a la interferencia de su gobierno en la materia. Sin embargo, insistió en que un conflicto comercial o una renegociación radical del Tratado de Libre Comercio de América del Norte podrían resultar desde en una mayor carga regulatoria para la exportación hasta en la introducción de aranceles.

Estos escenarios son motivo de preocupación, particularmente porque las importaciones de gas se han disparado en los últimos seis años. De 2009 a la fecha, la producción nacional de gas ha caído entre 20 y 30 por ciento (consultar SIE, Pemex o CNH, que reportan diferentes mediciones), mientras que la demanda ha incrementado en un ritmo inversamente comparable. La brecha entre demanda y oferta nacional ha sido cubierta con importaciones: en su mayoría, gas proveniente de Estados Unidos por vía terrestre y, en menor grado, gas natural licuado (GNL), proveniente también de Estados Unidos y otras partes del mundo.

Hasta aquí, la historia es relativamente conocida. Una parte menos explorada es que la caída en la producción, afortunadamente, no se debe a que se esté agotando el recurso—que es abundante si tomamos en cuenta el potencial de gas no convencional—sino porque los precios actuales en el mercado mexicano no justifican su producción. Con una política energética y regulación adecuadas, se podrían sustituir las importaciones de gas americano por gas local y gas natural licuado a través de las tres terminales de regasificación con las que cuenta el país. Dicho de otra forma: si se despliegan las herramientas de política pública apropiadas, un escenario de interrupción en el suministro de gas debido a un potencial deterioro en la relación comercial con Estados Unidos no sería catastrófico.

No es necesario que enfrentemos un escenario extremo, sin embargo, para tomar decisiones que fortalezcan la seguridad de suministro del gas estimulando la producción nacional. En este sentido, convendría implementar algunas de las recomendaciones para promocionar el desarrollo de recursos no convencionales, como las que Pulso Energético planteó recientemente (aquí y aquí).

Pero, viendo más allá de las políticas estrictamente de producción, sería indispensable repensar la regulación del precio de venta de primera mano (PVPM; el precio al que Pemex puede vender a comercializadores, distribuidores y usuarios finales del gas que produce) en el sur.

Este objetivo se encuentra implícito en la Política pública para la implementación del mercado de gas natural (p. 26), presentada por la Secretaría de Energía el 26 de julio de 2016. El documento plantea la liberalización del PVPM en el norte y la regulación del mismo en el sur, aclarando que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) deberá definir la referencia para el mismo, lo que quiere decir que la fórmula vigente podría cambiar. En este sentido, las recientes declaraciones del Comisionado Presidente de dicho organismo, Guillermo García Alcocer, en las que explica que se requieren incentivos para que Pemex aumente su producción, y que para ello la CRE está evaluando la realización de subastas de gas, son particularmente relevantes.

La actual fórmula de PVPM, que se calcula como un netback (un cálculo que, esencialmente, le resta todos los costos de transporte al precio de venta de una unidad; en este caso a partir de una compleja formulación econométrica de los precios de referencia en Henry Hub, Houston Ship Channel y en el Sur de Texas) no genera precios suficientes para cubrir los costos de producción de gas natural en varios de los activos a cargo de Pemex en el sur. Esto explica el cierre de pozos desde hace algunos años en esa zona, lo que ha generado que el flujo de gas proveniente del norte se desplace cada vez más hacia el sur y que la nueva infraestructura de importación se sature más rápido de lo previsto. Si bien esta fórmula tenía sentido como un mecanismo para controlar el poder de mercado de Pemex, hoy parece no justificarse, al menos en los términos que está planteada.

Hay, al menos, tres alternativas para generar una regulación más apropiada. La primera es liberar el precio de venta de primera mano de gas no sólo en el norte (como la Política plantea), sino también el sur. Aunque esto podría resultar en que Pemex se aprovechara de su condición cuasi-monopólica en la zona en el corto plazo, con el paso del tiempo dicha condición se erosionaría gracias a fuertes señales de precio. Ello abriría la posibilidad de importar GNL a través de terminales de almacenamiento y regasificación flotantes (FSRU, por sus siglas en inglés) y generar interés en el desarrollo de licitaciones de E&P en la zona, lo que transformaría considerablemente el mercado.

La segunda alternativa es seguir regulando el precio, pero con una fórmula distinta. Por ejemplo, se podría utilizar el precio del GNL como costo de oportunidad, lo que tendría la ventaja de ser un esquema muy sencillo de implementar: simplemente se sustituirían el precio de referencia que actualmente se utiliza por el del GNL en el golfo y el netback vigente por los costos de transporte en la zona.

La tercera es crear un mecanismo de subastas de gas. Si estas se diseñan adecuadamente, revelarían de manera más precisa el precio que la demanda está dispuesta a pagar por el gas, así como el costo de los distintos bloques de producción.

Aunque las tres tienen ventajas y desventajas, son mejores alternativas que la regulación actual. Independientemente del mecanismo regulatorio que se elija, es claro que una nueva regulación para el precio del gas en el sur no solo ayudaría a generar un mercado de gas natural más activo y dinámico, sino que también ayudaría a fortalecer la seguridad energética del país. Esto nos daría herramientas, como país, para enfrentar escenarios de conflictos comerciales que, si bien parecen extremos, no dejan de ser probables.

Naturalmente, el cambio implica que los precios de gas en el sur deben aumentar. Pero el precio que el país pagaría por continuar bajo el esquema actual sería mucho mayor: el desarrollo del mercado y la política energética no serían sustentables en el mediano y largo plazos. Además, como ya lo hemos experimentado con los ataques el Sistema Nacional de Gasoductos en 2007 y durante las alertas críticas que se experimentaron a principios de esta década, los costos de la escasez de gas son considerablemente más altos para el país.

Francisco Salazar
Socio fundador de Enix, una consultora especializada en energía. Entre 2005 y 2015, fungió como Comisionado Presidente de la Comisión Reguladora de Energía de México.

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