¿Es competitivo el GNL norteamericano?

A junio de 2014 seis terminales de licuefacción habían recibido permisos del Departamento de Energía (DOE) para exportar gas natural licuado desde los Estados Unidos hacia países sin tratados de libre comercio (TLC). Al mismo tiempo, más de 20 instalaciones ya tienen permiso para exportar hacia países que, como Chile, han firmado un tratado de libre comercio. Sin embargo, el permiso de exportación es solamente uno de varios requisitos necesarios para exportar y no es el más importante. También se necesita la aprobación de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) quien exige pasar una evaluación de impacto ambiental en la que participan múltiples partes interesadas, incluyendo grupos ambientalistas. Algunos le están pidiendo a la FERC que también considere los impactos ambientales aguas arriba, principalmente aquellos relacionados con la producción de gas natural. El objetivo es llamar la atención acerca de las consecuencias de la fractura hidráulica, la técnica con que se extrae el shale gas(gas de esquisto). El proceso de aprobación es lento y hasta la fecha sólo han sido aprobadas por la FERC las dos líneas de licuefacción del terminal de Sabine Pass. Este terminal no comenzará a exportar antes de 2016.

Las proyecciones de exportaciones de GNL al 2025 cubren un rango amplio, desde 1,6 tcf (billones de pies cúbicos) ¹ hasta 3,6 tcf, pero en cualquier caso todas suponen que se construirán más terminales. Mientras tanto, las exportaciones por gasoductos hacia México han ido aumentando y se espera que lleguen a 2,4 tcf en 2040 (según proyecciones de la EIA AEO) o incluso poco después de 2020 (según proyecciones basadas en la capacidad de los gasoductos en construcción).

El gráfico muestra cinco proyecciones de precio del gas natural exportado desde los Estados Unidos. Cada una le suma al precio del gas en el Henry Hub (HH) los costos de la cadena de valor —transporte terrestre, licuefacción, transporte marítimo y regasificación—. El escenario más optimista (caso The Attraction) resume lo que se suele creer acerca del costo del GNL de exportación: precio bajo en HH de alrededor de US$3/MMBTU, tarifa baja de licuefacción (US$3/MMBTU) y bajo costo de transporte y regasificación (US$1,4/MMBTU + US$0,4/MMBTU), sumando menos de US$9/MMBTU.

Sin embargo, el HH podría aumentar por sobre US$3/MMBTU, principalmente por el crecimiento de la demanda por gas natural y los mayores costos que implica producir volúmenes más grandes. El Center for Energy Economics (CEE) proyecta que en 2030 se consumirán 40 tcf de gas natural en los Estados Unidos. El crecimiento será impulsado principalmente por la generación de energía eléctrica, debido al retiro de centrales termoeléctricas a carbón y nucleares, seguido por el crecimiento de la demanda industrial del sector petroquímico y de las exportaciones por gasoductos que van hacia México y al este de Canadá. Aunque el potencial del shale gas es grande, la productividad en las cuencas donde se produce es heterogénea y sólo en unas pocas sería rentable producir gas natural si los precios fuesen de US$4/MMBTU o menores. De ahí que, para satisfacer la demanda creciente, se tendrán que explotar cuencas más caras. Adicionalmente, el costo de perforar y de operar los pozos de shale gas podría aumentar con las nuevas regulaciones ambientales. Por estas razones, el precio sostenible es alrededor de US$6/MMBTU. Y, además, transportar el gas desde los pozos hasta los terminales cuesta aproximadamente US$1/MMBTU, costo que a menudo se ignora. Así, este cálculo más realista (caso Reality en el gráfico) llega a costos del orden de los US$12/MMBTU.

Nótese que los dos primeros casos suponen que transportar el GNL por mar cuesta US$1,3/MMBTU. Los tres últimos casos (High Cost Atlantic, High Cost Pacific y Super High Cost Pacific) varían el costo de transporte por mar: US$2/MMBTU si el destino es un país con costa en el Atlántico, US$3,5/MMBTU si el destino es un país en la costa del Pacífico y hasta US$6/MMBTU en el caso más costoso (véase en el Apéndice algunas consideraciones sobre costo de capital y de la gestión de los proyectos). Por último, las exportaciones al Asia podrían costar aun más debido al aumento del precio de los fletes, los costos de combustible y los peajes que eventualmente cobre el Canal de Panamá (caso Super High Cost Pacífico).

El GNL de los Estados Unidos comienza a perder su ventaja competitiva en Europa cuando el HH alcanza valores entre US$5 y US$6/MMBTU. Este umbral podría ser incluso más bajo si a consecuencia del ajuste económico, la disposición a pagar por el gas natural de los consumidores europeos disminuye aun más. Por el contrario, a los actuales precios spot y niveles de demanda en Japón, el GNL norteamericano sería competitivo en Asia. Sin embargo, si los costos en los Estados Unidos aumentan o el precio del GNL en Asia vuelve a su nivel pre Fukushima, ya no sería competitivo. Y si el precio del petróleo cayese, estas conclusiones se reforzarían.

Consideraciones respecto do los costos de capital y de la gestión de los proyectos

En lo Estados Unidos el CAPEX de la licuefacción aumentó desde US$300-400/ton hasta US$500-600/ton, y se espera que aumente a más de US$ 800/ton. Todo esto ocurre porque la industria del GNL no es inmune al aumento de costos que está afectando a los grandes proyectos de infraestructura en todo el mundo. Además, se estima que entre 2014 y 2018 es necesario invertir en gasoductos y terminales unos US$120-130.000 millones, monto que probablemente será superado por el costo de perforar nuevos pozos (unos 40.000 pozos se perforaron en 2013). Esto es un desafío para los mercados de capitales y laboral, para los contratistas de servicios de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC por sus siglas en inglés) y pondrá a prueba la capacidad de los inversionistas de gestionar grandes proyectos. De especial interés para las exportaciones de GNL desde el Golfo de los Estados Unidos son los significativos sobrecostos de la expansión del Canal de Panamá. Éstos han postergado la finalización del proyecto al menos hasta fines de 2015 y es probable que también aumenten las tarifas por pasar por el canal por sobre lo que se proyectaba. Tampoco es claro cuan fácil será para los buques de GNL transitar por el canal —después de todo, otros barcos también querrán usar el canal. Por último, vale la pena considerar las implicancias de la teoría básica del arbitraje. Seguramente, al fijar las tarifas que se le cobrarán al GNL por pasar por el canal sus operadores calcularán el costo de usar rutas alternativas más largas y por ende más caras para envíos de GNL desde Luisiana a Tokio. Estas incertidumbres justifican suponer que el costo de transporte por mar podría empinarse hasta los USD 6/MMBTU (el caso Super High Cost Delivery to Pacific Basin).

Oferta y demanda de GNL en el mundo

Las exportaciones por gasoductos siguen dominando el comercio internacional de gas natural. Ambas formas de comercio del gas crecieron durante los últimos años: el gas por gasoducto equivale al 21% del consumo mundial y el gas por GNL al 10% del consumo mundial de gas natural.

Se espera que en 2014 se agreguen 25.750 kilómetros de gasoductos de 30 o más pulgadas, los que se suman a los 10.461 km construidos en 2012 y 2013. En 2012, el consumo interno aumentó más que el comercio internacional; el comercio a través de gasoductos aumentó ligeramente y el comercio del GNL cayó. El reciente acuerdo de largo plazo entre Rusia y China para la venta de gas a través de un gasoducto, aunque lleno de incertidumbres, es un indicio de la creciente competencia entre las fuentes de gas, los que podrían no crecer tanto como alguna vez se pensó. De este modo, no debería sorprender si los proveedores tradicionales como Rusia y Qatar traten de mantener sus participaciones de mercado.

Por ejemplo, en 2013 el consumo de GNL de Europa cayó poco más de 6 millones de toneladas– aproximadamente el 3% del comercio mundial. En un informe reciente del Instituto de Estudios de Energía de Oxford, no se cree que la demanda europea de gas natural regresará pronto a los niveles anteriores a 2008. Existe preocupación incluso por la vacilante economía China. Y Japón podría empezar a reabrir de sus plantas nucleares por el alto costo de las importaciones: recientemente, el gobierno dio los primeros indicios de que podría estar considerando volver a la energía nuclear.