Empresas mexicanas, inquietas por el gas

No contaban con el surgimiento de algún grupo armado. Ningún plan de contigencia lo contemplaba. Las mayores preocupaciones de las empresas en México eran una eventual escasez de petróleo, la falta de gasoductos y las altas tarifas de los energéticos. Pero las explosiones en los ductos de Pemex de julio y agosto pasados pusieron de relieve el riesgo: que la industria se quede sin suministro de energía.

Ante la dependencia del mercado de EU, y la necesidad de diversificar la oferta energética, América del Sur levanta la mano como opción para cubrir el abasto a México, sobre todo de gas natural.

Más allá de futuros atentados del Ejército Popular Revolucionario (EPR), buena parte de las industrias intensivas en energía –como la siderurgia, que demanda 30.5% del gas natural del total en el país, según la Cámara Nacional de la Industria y el Acero– tiene el abasto de energía como una de las prioridades. Los costos de la electricidad y el gas son un lastre para algunos sectores. En la siderurgia, los insumos energéticos representan un tercio de los gastos. “El costo de la energía y su nivel de calidad son determinantes para concretar inversiones. La eficiencia energética es un problema crítico para la competitividad en México”, afirma Gerardo Bazán Navarrete, coordinador del Centro de Información del programa universitario de Energía de la UNAM.

De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía (Sener), en  2006 el precio promedio de la electricidad para el sector industrial en México fue 34% mayor que en EU. Y ese suministro acumula, entre 1999 y 2006, un alza de 120%.

Sin oro negro

El presente es duro y el futuro no promete ser mejor. Analistas del sector confirman que la producción de Cantarell, el yacimiento que aporta casi la mitad del petróleo en México, está declinando más rápido que lo pronosticado y se prevé que, entre 2007 y 2015, registrará una caída anual de 14%. A esa disminución se suma la reducción de las reservas probadas de petróleo, que ya sólo son 45% de las existentes en 1999. Poco a poco, el país cambia del crudo al gas natural como energético básico, sobre todo para generar electricidad. “No se han creado nuevas carboeléctricas, ni se ha privilegiado el diesel. La prioridad es instalar plantas de ciclo combinado, que consumen gas natural. Eso, sumado al mayor consumo de gas de las industrias siderúrgica y automotriz, empuja muy fuerte la demanda de ese combustible”, dice Julio Millán, titular de Consultores Internacionales. Y la tendencia se agudizará. De los 27,037 megawatts a instalarse entre 2007 y 2016, 45% corresponderá a plantas de ciclo combinado. Eso impulsará el consumo de gas. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) reporta que, en 2006, se demandaron 1,992 millones de pies cúbicos diarios de gas para generar electricidad, y en 2016 se requerirán 3,531 millones de pies cúbicos al día. 

Qué opciones hay

Frente a ese panorama, los planes de las industrias para obtener gas u otros recursos están a la orden del día. “Últimamente, los planes para lograr mayor eficiencia energética se generalizaron en las empresas”, explica Carlos Hermosillo, analista de Vector Casa de Bolsa.

Pero si bien la producción de gas natural crece, la demanda va más rápido. La conclusión obvia es que México deberá continuar absorbiendo los altos precios internacionales del gas. Mientras en 1998 el índice Henry Hub –el precio de referencia del gas natural en América del Norte– rondaba los 2 dólares por millón de unidades térmicas inglesas (BTU, por sus siglas en inglés), entre 1999 y la primera mitad del 2003 promedió los 4 dólares, y a fines de agosto pasado cotizaba a 5.75.

Actualmente, México importa casi 15% del gas natural que se consume, pero las proyecciones de la Sener indican que en 2015 las compras de ese insumo serán 46% más que las registradas el año pasado.

Esa mayor demanda tendrá como telón de fondo un mercado regional muy movido. Estados Unidos está compensando parte de sus necesidades con importaciones de gas canadiense, pero las estimaciones indican que Canadá también será deficitario en el mediano plazo y eso hará que el mercado norteamericano sea cada vez más dependiente de fuentes de gas remotas y, por ende, más caras.

En ese contexto, la opción que gana terreno es el gas natural licuado (GNL), que es comprimido a punto de licuefacción y luego transportado en barcos hasta terminales que reconvierten ese combustible a su estado gaseoso. Este modelo elimina la dependencia del abasto por ductos y alienta un mercado global, aunque también encarece su valor. “Estados Unidos se convertirá en un gran comprador de GNL en los próximos años y eso será un gran problema para México. Si un estadounidense va a la punta de Key West y grita ‘quiero gas y pago tanto’, los productores de Nigeria o Trinidad y Tobago le darán prioridad frente al mexicano por su escala y poder de compra”, refiere Jean-Paul Prates, titular de la consultora especializada Expetro, en Río de Janeiro. 

Hacer pie en esa puja desigual por el GNL será clave para México. Según proyecciones de la Sener, en 2013 el GNL se llevará 21.5% de las importaciones de gas natural de México. Esa porción creciente explica la construcción, por parte de Shell, de una planta regasificadora en Altamira, y los permisos para levantar otras terminales en Baja California a cargo de Marathon Oil Corp, Shell-Sempra y Chevron-Texaco. El objetivo es satisfacer el consumo de la zona norponiente del país y que esta región pase de ser importadora a exportadora a California. “Con el GNL México se asegura el abastecimiento, aunque más caro”, advierte George Baker, director de México Energy Intelligence, en Houston.

Mirar hacia el Sur

Una alternativa de abasto ante los altos costos es traer el GNL de Sudamérica. Venezuela, Perú y Bolivia podrían suministrarlo a las plantas localizadas en el Pacífico mexicano. Y, muy importante, en algunos casos, el costo sería inferior al que México ya paga por las importaciones de Rusia y Australia; el costo de transporte marítimo del GNL desde Australia a la Terminal de Ensenada es de 1.15 dólares por millón de BTU, y desde Perú sería de 0.45 dólares.

Pero varias de las opciones sudamericanas ofrecen, por ahora, más incertidumbres que certezas. Venezuela, donde está la mayor reserva de gas natural de Sudamérica, es uno de esos casos. El presidente Hugo Chávez renunció a la construcción de un megagasoducto regional de 8,000 kilómetros, donde se invertirían 23,000 millones de dólares para activar las exportaciones de GNL, y el proceso se encuentra en un compás de espera. Cegada por su abundancia de petróleo, Venezuela percibió la importancia estratégica del gas apenas recientemente y todavía sufre por la falta de infraestructura para exportar ese recurso.

Además, se sabe, los petrodólares de Chávez privilegian en muchos casos más sus ambiciones políticas que las oportunidades de mercado. En agosto pasado, Chávez firmó con su par argentino Néstor Kirchner, con quien tiene una estrecha relación política, un acuerdo para la construcción de una planta de regasificación de 400 MDD en Argentina, que sería financiada por Venezuela y entraría en operación en 2009.

La relación diplomática entre los gobiernos de Chávez y Felipe Calderón poco a poco se restablece, tras los exabruptos ocurridos durante la presidencia de Vicente Fox, pero México aún está lejos de una posibilidad como la que tiene enfrente Argentina.

Del altiplano al pacífico

Otro potencial suministrador es Bolivia, pero tampoco hay muchas esperanzas. En mayo de 2005, los entonces presidentes de México y Bolivia, Vicente Fox y Carlos Mesa, respectivamente, intentaron agilizar la venta del gas boliviano, pero la dimisión de Mesa y la posterior nacionalización de los hidrocarburos, dispuesta por su sucesor, Evo Morales, en mayo del año pasado, dejaron en letra muerta esos acuerdos.

Así, la alternativa más viable de la región para México es Perú, donde el gobierno de Alan García confía en que las exportaciones del gas de Camisea, una de las reservas más importante de América Latina, lleguen a México a mediados de 2010. Para entonces, estaría terminada la construcción por parte de The Perú lng Co –un consorcio formado por la estadounidense Hunt Oil, la coreana SK Corp y la española Repsol YPF- de una planta de licuefacción al sur de Lima en la que se invertirán 2,500 mdd.

En septiembre, Repsol YPF ganó un concurso público para suministrar GNL a la terminal de gas en Manzanillo, desde esa planta peruana. El fluido será suministrado durante 15 años, a un valor de 15,000 mdd, y abastecerá a las centrales eléctricas del centro occidental de México.

Aun con sus retrasos –inicialmente estaba previsto que esa obra en Perú terminara en 2007 pero se retrasó para 2010–, el proyecto, que transformaría a Perú en el principal exportador de GNL de Sudamérica, sería una buena opción para México. “Durante el invierno americano, México podría comprar GNL de Perú a un precio más interesante que el de Estados Unidos”, asegura Prates, de Expetro.

Pero para los analistas, Perú no es más que una opción secundaria frente a las posibilidades que tiene México de explotar sus propios recursos. “La solución de México pasa por México”, explica Prates. El país cuenta con un gran potencial de reservas de gas en cuencas geológicas sin explorar ni explotar: sólo se ha explorado 17% de las áreas potenciales en tierra y 4% en el Golfo. El problema de Pemex es que para descubrir un yacimiento y ponerlo en condiciones de producir se requieren inversiones por unos 6,000 mdd. Esa cifra equivale a cinco veces el presupuesto anual destinado a la exploración por la paraestatal.

La opción brasileña

Frente a esas restricciones, algunos analistas recomiendan seguir el ejemplo de la brasileña Petrobras. “La situación actual de Pemex es muy similar a la de Petrobras antes de la apertura del sector energético en Brasil a fines de los 80”, comenta Prates. Si bien el Estado brasileño sigue siendo el accionista mayoritario de la petrolera, la oferta de acciones hecha por la empresa a inversionistas privados en 1998 le ha permitido incrementar de forma sustancial sus inversiones. Desde entonces, la producción petrolera de Petrobras creció 25%, la compañía puede financiarse en el mercado de capitales interno y, a diferencia de Pemex, tiene una agenda de exploración y desarrollo internacional.

Todo eso derivó en que Brasil consiguiera, el año pasado, la anhelada autosuficiencia energética. “Con estos precios del petróleo, tener importaciones crecientes de energía es ponerse la soga al cuello”, advierte el consultor Julio Millán.

Con la riqueza petrolera de México en declive, más las restricciones de Pemex para tener inversiones suficientes en exploración y explotación, Sudamérica –desde el gas peruano hasta la experiencia de Petrobras– asoma como fuentes de abastecimiento y de experiencias a seguir.

Más allá de las señales del gobierno de Calderón para estrechar lazos con Sudamérica y la retórica latinoamericanista, la relación con los vecinos huele cada vez más a energía.