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El precio del gas natural ayer y hoy,
y unas recomendaciones para las empresas

¿Cuáles son las acciones que pueden tomar las empresas consumidoras de gas natural para aminorar los efectos financieros y económicos de los nuevos escenarios de precios altos y volátiles?

GUILLERMO JAUREGUI*

El presente artículo describe en forma sucinta los acontecimientos más relevantes en materia de precios de gas natural en México en la década pasada (1990-1999). Debido a la influencia de los precios del gas en Estados Unidos en el mercado nacional, estos acontecimientos se refieren a ambos países.

Se describe el escenario en el año 2000, año de incrementos substanciales tanto en el precio del gas como en la volatilidad del mismo, y por último, después de algunas consideraciones sobre el panorama a corto y mediano plazo, se recomiendan algunos cursos de acción que pueden tomar las empresas consumidoras para aminorar los efectos financieros y económicos del nuevo escenario de precios.

EVOLUCION HISTORICA DEL MERCADO

A principios de la década pasada, los precios del gas natural en México eran determinados por Petróleos Mexicanos (Pemex) y el sector central, con la participación de las secretarías de Estado involucradas en el establecimiento de la política económica del país.

Desde mucho antes, durante la época en que el motor de la industrialización –época en la que se registraron las mayores tasas de crecimiento económico– era la sustitución de importaciones, el concepto de renta petrolera descansaba sobre el crudo. Al gas natural –en su mayor parte gas asociado– se le consideraba un subproducto.

Así, el precio del gas era prácticamente el mismo en todo el territorio nacional, se facturaba en volumen y el precio por periodos razonablemente largos era bastante estable. Se registraban incrementos menores, consecuencia de bajas tasas de inflación y de modestos volúmenes destinados a la exportación, una vez satisfecha la demanda nacional. No fue sino hasta que el sector público incrementó su déficit fiscal y las deudas públicas interna y externa, y sujetó a las empresas públicas al presupuesto federal (entre ellas a la Comisión Federal de Electricidad, CFE, y a Pemex), que se principió a registrar modificaciones significativas del precio del gas natural. En un esfuerzo por abatir la inflación a través del control de precios, el precio del gas permanecía estable varios años, para después en forma sorpresiva tener incrementos substanciales que afectaban toda la cadena productiva.

La industria del gas natural era de una escala muy menor comparada con la actual y el uso del gas era más significativo como materia prima –es decir como insumo en los procesos de transformación (fertilizantes, proceso HyL, petroquímica, etc.)– que como energético. Su uso en los sectores residencial, comercial y de transporte era casi nulo; en los hogares, restaurantes y cocinas industriales se utilizaba solo gas LP.

El sistema nacional de ductos estaba diseñado para operar gasolina y crudo. La red de distribución de gas natural era muy incipiente y tenía como premisa fundamental satisfacer los volúmenes de gas requeridos por proyectos industriales específicos (D.F., Monterrey, Puebla, Coatzacoalcos, Guadalajara yposteriormente Lázaro Cárdenas).

Esta política de precios, derivada de dificultades estructurales macroeconómicas con incrementos inesperados y substanciales del precio del gas, evitaba la preparación eficiente de proyecciones financieras a largo plazo de proyectos industriales, en los que el precio del gas, como energético o como materia prima, tenía una incidencia significativa en la estructura de costos de producción. Esto obviamente entorpecía los financiamientos de los proyectos. En el corto plazo, debido a la política de control de precios originaba distorsiones productivas y descontrol por la incapacidad, legal y económica, para transmitir estos incrementos en los precios de los productos finales.

Los grandes consumidores de gas natural, las empresas que planeaban consumirlo, así como los sectores industriales relacionados con ellas, solicitaron en repetidas ocasiones la implementación de una metodología de precios de mercado, para operar con precios más estables y con niveles de precio más en línea con los precios del competidor externo más cercano, Estados Unidos. Esta solicitud, vista en retrospectiva, resultaba atractiva y bastante coherente.

Así pues, no es sino hasta abril de 1991 que se abandona la política discrecional de un precio único de gas y se establece un precio con un netback de importación por Reynosa, punto de importación y o de exportación, se regionaliza el precio del gas en once zonas diferenciadas por costo de transporte y se fija un margen de comercialización del 3.5% con respecto al precio de referencia.

En junio del mismo año se redujeron las zonas a ocho y se incorporaron los gastos de importación a las fórmulas de precios de las zonas en que se importaba. En enero de 1992, se cambió la facturación de unidades de volumen (metros cúbicos) a unidades de calor (millones de calorías). En junio se abandona el precio de importación por Reynosa y se relaciona el precio del gas con el Sur de Texas y se aplica una canasta de cotizaciones con el propósito de reflejar el costo de oportunidad del gas. Luego, en 1993, al emitirse en Estados Unidos la Orden No. 636, se ajusta la canasta de cotizaciones de acuerdo a la nueva zonificación con puntos de precios diferentes que reflejaban las nuevas condiciones del mercado.

En julio de 1994 se establece una nueva estructura de precios con escenario de equilibrio comercial, utilizando precios de referencia del Sur de Texas, se actualizan las tarifas de transporte y se establecen costos de servicio para base firme, variable, adicional y no contractual. Desde 1995 se utiliza como precios de referencia los índices de Tetco y Valero, ahora PG&E o Houston Ship Channel, menos la base correspondiente, se han incorporado nuevas zonas geográficas de distribución y se ha separado la prestación del servicio de transporte del gas de la compra del mismo. Ahora el transporte es una actividad regulada por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), abierta al sector privado, al igual que la distribución y el almacenamiento.

En resumen, en los años noventa la industria del gas empezó a operar con un esquema totalmente diferente al de años atrás. Mientras que anteriormente una sola empresa era responsable de todos los servicios relacionados con la industria del gas, actualmente, salvo las actividades reservadas por la Constitución para Pemex, todas las demás actividades operan con la participación el sector privado.

LA SACUDIDA DEL 2000

Hasta principios del año 2000, en Estados Unidos se seguían manteniendo los precios de gas relativamente estables (o dicho de otra manera, con volatilidades bastante menores comparadas con las actuales) y además con precios corrientes bajos. Desde luego, había una estacionalidad bastante definida: precios altos en la temporada de extracción (meses fríos) y precios a la baja en la temporada de inyección (meses cálidos).

Por su parte en México, después de haber hecho a un lado el esquema de precios fijos discrecionales (lo que se conoce en términos anglosajones como post stamp practice), la industria se encontraba en plena etapa de desregulación (distribuidores locales de gas, precios flotantes con el propósito de reflejar el costo de oportunidad, participación privada en el transporte, etc.).

El 2000 fue un año único, con precios continuos a la alza y con volatilidades nunca antes registradas. Mientras que en enero de 1995 el índice de precios a boca de pozo (para todo Estados Unidos) fue de 1.75 dólares por millón de unidades térmicas británicas (USD/Mmbtu) y en mayo de 1.93, para el año 2000 los precios correspondientes fueron de 2.26 y 3.26 respectivamente. El valor de 3.26 en plena temporada de inyección sacudió al mercado, para incrementarse en junio por primera vez a 4.16 y se tomó como un aviso por los consumidores para esperar “lo peor” en la siguiente temporada invernal.

Mientras tanto, en México estos avisos pasaron casi desapercibidos. Muchas empresas desconocían los conceptos de netback, de precios de referencia y bastante menos los relativos a coberturas; los términos futuros, opciones y swaps eran totalmente nuevos.

Salvo por algunas excepciones, tales como la CFE, la CRE, y desde luego Pemex Gas, instituciones que tradicionalmente siguen al mercado, la mayoría de las empresas se mantuvieron ajenas a estos “avisos”. La CRE, en coordinación con Pemex Gas, ofreció incluso un descuento en el propio precio del gas en el mes de agosto a todos aquellos consumidores que contrataran una cobertura.

Los precios en diciembre alcanzaron cifras récord; el índice de precios a boca de pozo fue de 8.12. el correspondiente a gas puesto en ductos 10.29, y el de Sur de Texas (precio de referencia) 5.78; este mismo precio para el siguiente mes, enero de 2001 registró un valor de 9.57.

En resumen, el comportamiento del mercado de gas en el año 2000 puede resumirse en dos puntos:

-Los precios registrados fueron los mas altos de la década anterior, tanto en el mercado físico, como en el financiero.

-Se inició la volatilidad que ahora es característica del mercado, los precios spot a boca de pozo alcanzaron un nivel superior a los 10.0 USD/MMbtu en cuatro días separados; en algunos días este precio se desplomo mas de un dólar durante el día.

LA SITUACION ACTUAL

De entonces para acá, la historia es conocida. Los precios del gas natural se han mantenido en niveles altos con mucha volatilidad. En lo relativo a suministro, México ha pasado de ser un exportador modesto, a un importador neto.

Varias reflexiones pueden hacerse derivadas de este entorno.

-A corto plazo no se vislumbra que la volatilidad del gas disminuya, o, que los precios se desaceleren acentuadamente; aun cuando se registrara un descenso, los días de gas a 2.00 USD/MMbtu o menos han pasado a la historia.

-A corto plazo, tampoco puede preverse que la metodología para el establecimiento de los precios del gas cambie drásticamente.

-A corto plazo, México seguirá siendo un importador neto de gas natural, ya sea vía ductos o vía gas natural licuado.

-A corto plazo, en ausencia de una reforma hacendaria, las posibilidades de establecer un subsidio en el precio del gas son mínimas.

¿QUÉ PUEDEN HACER LAS EMPRESAS?

Por lo tanto, a la luz de estas consideraciones, a nivel de empresa, de unidad de producción o de sector industrial, pueden tomarse varios cursos de acción.

• Si se desea aminorar la alta volatilidad de los precios del gas, debe optarse por el uso de las coberturas. En el entorno actual, éstas no garantizan precios bajos, pero sí pueden disminuir la volatilidad, fijando precios por períodos establecidos que permitan un mejor manejo del riesgo financiero. El primer paso es la capacitación de los ejecutivos responsables y la constitución de un grupo de acción que tome las decisiones en conjunto y que supervise su cumplimiento.
  
• Debe optimizarse el procedimiento de compra del gas, definiendo cuidadosamente las necesidades de volumen, para minimizar el costo del servicio. En esta misma tarea debe optimizarse el costo del transporte, con las nuevas regulaciones a punto de implementarse, vender on the spot la capacidad sobrante o comprar la necesaria en días pico.
• Quizás una de las medidas mas apremiantes es la optimización del uso del gas como energético, esto es la mejora en la eficiencia térmica de todos los procesos. Como ya se mencionó,los precios del gas fueron muy bajos en la década pasada. Por lo tanto, al incidir menos en los costos de producción, la eficiencia en el uso del gas era un factor menos preponderante. Ahora deben supervisarse los sistemas de aislamiento de calor, mantener al mínimo las fugas de calor y de gas, aprovechar los ciclos de precalentamiento y usar el mejor material refractario. La optimización de la generación de vapor y la posibilidad de cogeneración tienen ahora otra dimensión.
• A largo plazo, analizar la posibilidad de usar un energético sustituto, si no en todas las operaciones y procesos de producción, al menos en parte de ellas. Estudiar la posibilidad de cambiar operaciones, con uso intensivo de gas, a zonas de menor precio o a zonas no criticas.
• Verificar anualmente, no solo para cumplir con lo ordenado legalmente, sino para detectar posibles o potenciales fallas en toda las instalaciones que manejen gas. Existen ya empresas autorizadas (Unidades de Verificación) para este propósito.
• Por último, pero no menos importante, monitorear los sistemas de medición de gas. Debe recordarse que muchos de estos sistemas fueron instalados cuando los precios del gas eran del orden de 1.30-1.90 USD/MMbtu. Por lo tanto, la precisión del equipo no era tan importante como su precio de compra, aparte de que la precisión era la misma a diferentes volúmenes de medición. Hay empresas que aseguran haber consumido entre 5% y 6% menor volumen de gas del que les fue medido. Esta diferencia a lo largo de varios años representa cantidades muy grandes que han afectado los flujos financieros. La selección del equipo de medición que asegure la precisión requerida, la determinación del recálculo de los volúmenes no consumidos, así como la calibración anual o semianual de los equipos de medición, no solo es recomendable, sino en muchos casos de urgente aplicación.

 

PARA MEDITAR...

El panorama actual de los energéticos en América del Norte –con una demanda creciente que presiona sobre la oferta y las reservas de gas en la región– parece indicar que, a corto y mediano plazo, los precios del gas no se van a desacelerar. Los días en que el mercado se sacudía con precios de 2.00 USD/MMbtu han quedado atrás, ahora el mercado se sacude con precios de 5, 6 y hasta 8 USD/MMbtu. El margen de utilidad de una empresa puede desaparecer con precios de gas altos en uno o dos meses al año.

Todo indica también que la volatilidad va a continuar.

Ante este panorama, las empresas tienen dos alternativas. Una es no hacer nada, pagar precios de mercado y tratar de trasladar las ineficiencias productivas vía precios de productos finales, esto es, si el mercado se lo permite. La otra alternativa es implementar una o varias de los cursos de acción anteriormente mencionados.

*Ingeniero químico industrial, por la ESIQIE del Instituto Politécnico Nacional. Maestría en administración de negocios en la Universidad de Arizona. Estudió postgrado en coberturas de gas, electricidad, y mercado eléctrico en Houston, Texas. Ha trabajado en las industrias siderúrgica, minera, metales y energía en las áreas de planeación, transporte y compra de energéticos. Es consultor privado. (francisg38@hotmail.com)