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Gas natural: suministro y precio en América del Norte

La demanda de gas natural en la región tiende a crecer más rápidamente que la oferta. Siendo así, los costos para asegurar el abasto pasan a formar parte del precio del energético.

ROSÍO VARGAS SUÁREZ*

La infraestructura energética y los flujos de energía están crecientemente conectados y aumentan en volumen en América del Norte. El incremento reciente de los flujos comerciales es el resultado de tratados, negociaciones y toda la institucionalidad de organismos internacionales que alientan y regulan el libre comercio y la integración.
Tanto el Tratado de Libre Comercio entre Canadá y los Estados Unidos (1989) como el TLCAN suscrito por estos dos países más México (1994) han contribuido de manera importante en cambios en las reglas que rigen el comercio, a partir de garantizar el acceso a mercados internacionales de forma no discriminatoria para los capitales externos, así como asegurar que los cambios a favor de la desregulación sean permanentes. Las reglas de la Organización Mundial del Comercio (OMC) se han establecido para abrir mercados a la participación privada en el rango completo de servicios de energía que van desde la exploración hasta el consumidor final. De manera más reciente, se negoció lo que se conoce como el TLCAN plus o la integración profunda.

La Alianza para la Seguridad y la Prosperidad en América del Norte (ASPAN) se dio a conocer en marzo del 2005, por parte de los presidentes de los tres países, quienes así sientan las bases que garanticen avanzar en la homologación regulatoria, la eficiencia energética, el comercio de gas natural y gas natural licuado (GNL), la confiabilidad de redes de transmisión eléctrica, la producción petrolera en arenas bituminosas, etc., al tiempo que se incorporan dispositivos de seguridad para lugares de producción energética y sus rutas de tránsito.
La integración está en distinto grado de avance considerando sus distintos aspectos, es decir, es mayor la integración comercial, física y empresarial que la institucional.

En la actual coyuntura, la integración regional en gas natural tiene como telón de fondo un escenario de maduras cuencas geológicas petroleras y gasíferas que están dando lugar a desequilibrios entre oferta y demanda, así como a la elaboración de opciones energéticas que impactarán tanto a la región como a otras regiones productoras en el mundo. La hipótesis que sugerimos es que esto ha impactado los precios y es por tanto previsible la continuidad de una tendencia alcista y volátil de los precios en la región.

Analizar la trayectoria de la oferta de gas en Estados Unidos permite constatar la declinación de la producción. Un año ilustrativo fue el 2005 debido al impacto de los huracanes en los Estados Unidos, donde la producción de gas natural se sitúo entre 18 y 19 trillones de pies cúbicos por año frente a un consumo de entre 22 y 23 trillones de pies cúbicos por año, dejando ver una brecha estructural.

Esta tendencia no sólo ocurre en los Estados Unidos. El abasto de gas natural estadounidense y canadiense en las áreas que hoy día son accesibles para la región están a punto de alcanzar su nivel máximo en la curva de Hubbert. En Canadá se acabó la burbuja de producción en la Cuenca Sedimentaria Occidental-Central. Las tasas de declinación han aumentado y la productividad ha decrecido. Debido a la menor producción de gas en Canadá y el uso de gas en la explotación de las arenas bituminosas, las exportaciones hacia los Estados Unidos han disminuido.

Asimismo, las tasas de exploración están dando resultados decepcionantes en el descubrimiento de gas en la Unión Americana. De acuerdo con estimaciones de especialistas, el máximo productivo se alcanzará en 5-10 años, alrededor del año 2012, después de lo cual la producción empezará a caer.

En México, la producción se encuentra prácticamente estancada, aunque con un ligero aumento en los últimos años. En relación con esto, se registra una caída en las reservas de gas que pasaron de 49 a 9 años y, si bien existe un potencial importante por incorporar, las reservas se consideran más bien maduras. Como corolario, México estará importando volúmenes significativos de gas en los próximos años ante una demanda creciente y enfrenta una dependencia estratégica de sus importaciones frente a restricciones para satisfacer la demanda a nivel regional.

Hoy día, México encara tres problemas: (1) la dependencia de las importaciones, (2) el alza en los precios, (2) el horizonte poco claro de las reservas gasíferas y (3) el alza de los precios.

IMPORTACIONES: En el 2004, el 38 por ciento del consumo de este energético provino de importaciones de Estados Unidos. De éstas, más de la cuarta parte fueron llevadas a cabo directamente por particulares, para su consumo en instalaciones ubicadas en la frontera norte. Desde 1997 hasta 2003, México ha incrementado su importación de gas natural y actualmente es un importador neto de los Estados Unidos. Hoy día está importando mil millones de pies cúbicos por día y se prevé que dicha cifra aumentará.

RESERVAS. En cuanto a las reservas de gas, mientras en Canadá y los Estados Unidos no cesan de buscar nuevas áreas prospectivas, en México es necesario estimar el potencial de recursos por razones de seguridad de abasto y también por criterios empresariales relacionados con el horizonte de exploración y el agotamiento del recurso como parte de un plan de negocios. Esto permite prever una serie de cambios importantes en la región que están llevando a la búsqueda de opciones de suministro externas a fin de complementar la oferta doméstica. Lo anterior vinculará a la región a mercado global de gas con consecuencias en el plano de los precios y la geopolítica.

PRECIOS. Los precios altos y su volatilidad están dejando ver los problemas de la oferta regional. El déficit ha contribuido a elevar y a hace más volátiles los precios en toda la región. Además de fluctuar bruscamente, los precios del gas han tenido una tendencia ascendente. En 1998, los precios estaban en 2 dólares por millón de BTU y entre 1999 y la primera mitad del 2003 promediaron 4 dólares. Desde entonces, han estado cerca de los 6 dólares, alcanzando niveles cercanos a 13 dólares momentáneamente en situaciones como la del huracán Katrina. En términos generales, las alzas no han tenido un impacto sobre la tendencia creciente de la demanda de América del Norte, de la cual el 82% corresponde a los Estados Unidos. En la determinación de los precios del gas natural priva la lógica de mercado y su localización física. El precio de referencia en América del Norte es el Henry Hub, lugar en donde convergen muchas corrientes de gas (30 gasoductos) y no importa la cantidad de


de gas que ingrese, el mercado norteamericano tiene la capacidad para absorberlo todo. Son sus características físicas lo que permite la convergencia de todas estas corrientes de gas en Luisiana. En este mercado, se encuentran abastecedores y consumidores quienes acuerdan con base en el costo de oportunidad. En Henry Hub se maximiza la renta del intermediario, ya que se ha vuelto un precio de referencia obligado no sólo para la región, sino para otras latitudes. En el futuro cercano, el comercio de GNL va a apoyar este referente.
Los problemas generados por los altos precios de los combustibles son complejos en tanto que hay ganadores y perdedores. Entre estos últimos, los consumidores son los directamente afectados. En Estados Unidos, esto significa una papa caliente para la actual administración.

Si bien la desregulación en Estados Unidos incrementó la oferta de gas, también creó mayor volatilidad en los precios. La volatilidad significa riesgo y esto reduce los incentivos para una nueva inversión en infraestructura. Por lo anterior, la escasez significa problemas. No obstante, en el largo plazo los precios altos coadyuvan al objetivo de la seguridad energética al alentar desarrollos tecnológicos alternativos, la construcción de infraestructura y las inversiones para garantizar la oferta futura.

México se amolda a la integración del gas natural en América del Norte. Ésta fue la idea que privó al liberalizar el mercado del gas en México. Sin embargo, en el momento en que se inició la desregulación de la industria, no se había contemplado la posibilidad de este déficit estructural. Es claro que el alza en los precios está reflejando ya un problema de escasez en la región.

ALTERNATIVAS

El mercado del gas en Estados Unidos experimentará cambios importantes durante la próxima década los cuales serán determinantes para sus vecinos geográficos, que, a su vez, forman parte de su estrategia.. Dentro de 5 ó 10 años, las fuentes actuales que abastecen el mercado no serán suficientes para satisfacer la demanda. Entre las fuentes de suministro de gas que se proponen, figuran las siguientes:

1) La exploración en aguas profundas en el Golfo de México, la cual podría resultar decepcionante debido a un problema de filtración hacia los pliegues anticlinales, en el caso del gas natural.

2) El gas natural de Alaska y del norte de Canadá, que se transportaría por medio de nuevos gasoductos. Se espera que éstos estén operando en el 2011.

3) Metano en depósitos de carbón.

4) Gas comprimido e hidratos de gas. El atractivo de éste último es la gran cantidad de reservas existentes (mayores a las convencionales) localizadas en el norte de Alaska.

5) La importación de GNL.


GAS NATURAL LICUADO

Cambia la dinámica de un mercado continental a uno global, lo que permite explotar las zonas geográficas más promisorias en todo el mundo. Los estadounidenses analizan el mercado dividiéndolo en dos regiones de productores: la Cuenca del Pacífico (Indonesia, Australia, Sakhalín (Rusia), Medio Oriente, Perú, Bolivia) y la del Atlántico (Argelia, Nigeria, Noruega, Venezuela, Trinidad y Tobago, Rusia y Medio Oriente).

La cuestión importante aquí es la velocidad con que se pueda desarrollar el mercado del GNL, ya que puede haber un desarrollo de infraestructura que no avance a la par de la demanda, lo que no permitiría contrarrestar la escasez. La incorporación de nueva oferta en las terminales del GNL en Estados Unidos dentro de un lapso de 5 u 8 años será, sin embargo, insuficiente para contrarrestar la declinación de la oferta canadiense, pero reducirá la presión sobre los precios. Se estima que para el 2015 las importaciones de GNL estarán a la par que las importaciones de Canadá como fuente de suministro del mercado estadounidense. Por tanto, el crecimiento de la demanda en América del Norte descansará en las importaciones de GNL.

El Departamento de Energía de Estados Unidos prevé que las importaciones de GNL podrían promediar 13.1 mil millones de pies cúbicos por día para el 2025. Se requerirían por lo menos 25 plantas regasificadoras para recibir esta cantidad. Se menciona la constriucción de hasta 7 plantas en Canadá. Tres se encuentran en diferentes etapas de desarrollo como proyecto para ser ubicadas en México y cinco más se encuentran en fase de análisis. Se prevé ubicar algunas de ellas en la frontera norte, en Pacífico (Baja California). Se estima que desde el 2007 el consumidor estadounidense se beneficiará de las plantas de regasificación que se ubican en esa región. Más que como un potencial abastecedor de gas, el papel de México apunta a resolver el síndrome NYMBY (not in my backyard, no en mi patio trasero) de la sociedad estadounidense, evitando con ello conflictos entre el gobierno y la sociedad civil al tiempo que permitiría reducir engorrosos y costosos trámites regulatorios y ambientales asociados a esta infraestructura, si se fuera a construir al lado norteamericano.

Frente a un panorama poco optimista en cuanto a la oferta total en América del Norte, los recursos de Perú (Camisea), Bolivia y Trinidad-Tobago podrían volverse importantes para México, en particular para abastecer de GNL las plantas de generación localizadas en el Pacífico.

CONSIDERACIONES FINALES

Si bien el mercado de gas en América del Norte es estructuralmente complementario, en el sentido de que Canadá abastece a Estados Unidos y éste, a su vez, a México, considerando el conjunto de comercio de energéticos entre los tres países, la integración es asimétrica. Hay dos exportadores netos de energía, Canadá y México, siendo éste último exportador neto de petróleo, pero no de gas.

México se ha convertido en un importador neto del gas natural. Gran parte de la demanda que hoy existe en México fue creada a partir de la desregulación y liberalización del comercio que alentó su consumo bajo la modalidad de productor independiente con plantas de ciclo combinado. Será el sector eléctrico el de mayor demanda futura para México.

La dependencia estructural de México y su relación con el proceso de integración pone en entredicho no sólo la soberanía energética del país, sino la seguridad energética misma, considerando la dependencia de las fuentes de aprovisionamiento externas en gas natural, refinados y petroquímicos. No obstante y sin un análisis costo/beneficio de la integración profunda, este proceso continúa y ahora apunta a conseguir la reforma estructural pendiente.

Sin embargo, la integración no asegura per se la reducción de los precios por las tensiones entre oferta y demanda. Dado el panorama de cuencas geológicas maduras en la región, no es previsible que la integración signifique más gas a menores precios.

Las expectativas van en el sentido de que las alzas se atenúen con la incorporación del GNL a la oferta regional. El GNL coadyuvará a reducir la incertidumbre en la oferta futura pero, sin duda, construir la infraestructura necesaria para su recepción llevará tiempo. Sin duda, los costos para asegurar el abasto pasarán en el futuro a ser parte del costo de la energía, es decir, el costo de la seguridad energética es parte del precio final al consumidor.

* Es investigadora del Centro de Investigaciones sobre América del Norte (CISAN) de la UNAM, y profesora de la maestría en estudios México-Estados Unidos del posgrado en la Facultad de Ciencias Políticas y Sociales de la UNAM. Es maestra en economía y política internacional por el CIDE e investigadora adscrita al Área de Estudios de la Globalidad. (rvargas@servidor.unam.mx)