En un artículo anterior en este blog he tratado de dar una mirada inicial global al futuro incierto del negocio del gas natural, debido principalmente a la irrupción en el mercado mundial del gas natural no convencional. En ese artículo me cuide de no entrar al tema del contrato de exportación del gas de Camisea de Peru LNG, fundamentalmente por ser un tema de controversia político-social, que hace muy difícil mirar el problema estrictamente desde el punto de vista técnico-económico.
Sin embargo, las noticias y los análisis de los expertos sobre el mercado mundial del gas natural siguen llegando (ver reciente artículo en el The Wall Street Journal Americas, publicado por la edición del 11 de abril de 2011 del suplemento Día 1 de El Comercio), por lo tanto creo que no es prudente dejar de examinar el impacto que puede tener esta recomposición del mercado global de gas natural en nuestro país; el único exportador, por el momento, de Gas Natural Licuado (GNL) en América del Sur. Y no solo eso, sino que todavía no hemos encontrado un consenso interno sobre el mejor uso del gas de Camisea entre el mercado interno, que tiene una demanda creciente, no del todo satisfecha, y la exportación.
Bajo las circunstancias actuales, y previsibles en el futuro mediato, creo que tienen muy poco valor los argumentos iniciales (válidos) que dieron base al proyecto de exportación, esto es, que con una demanda doméstica muy baja, y sin un flujo de ingresos fijo que permitiera seguir explorando para asegurar y aumentar las reservas, no era posible justificar económica y financieramente la explotación del gas de Camisea. Además, no hay que olvidarse que en la gran ecuación económica del proyecto Camisea está la explotación de los líquidos de gas natural, que tiene su propia dinámica de mercado. Por lo tanto, debemos examinar el problema con una visión hacia adelante y no hacia atrás.
¿Cuál es la situación hoy en día? Veamos.
1) Los precios del gas natural (GN) en los EE.UU., empujados hacia abajo por el alto crecimiento de la producción de GN no convencional de esquistos, ha hecho que sea más atractivo para México la importación de gas por tubería en lugar del desembarque de cargamentos de GNL para regasificación. Por esa razón, el terminal de Altamira de Shell-Total-Mitsui, en la costa del Golfo de México, de 500 millones de pies cúbicos por día (PCD) y el terminal de Sempra Energy en Ensenada, en la costa del Pacífico de México, de un mil millones de PCD, no se espera que operen a plena capacidad en el futuro previsible.
2) Por otra parte, fuentes de la Comisión Reguladora de Energía de México (la CRE) han indicado que la empresa "El Paso Natural Gas" ha puesto su proyecto Sonora de GNL, en Puerto Libertad en la costa del Pacífico, de 1.25 mil millones de PCD, en espera y que es poco probable su construcción a los precios actuales del GN. Si el proyecto Sonora de GNL se llevara adelante, lo más probable es que sea con miras a la exportación de GNL a la cuenca del Pacífico, desde los campos de gas de esquisto de EE.UU., en lugar de importar GNL a México, que fue su propósito original.
3) Por ahora, la planificación energética en México prevé la importación de GNL a través de tres terminales de regasificación en los próximos 15 años: Altamira, Ensenada y las instalaciones del terminal de Manzanillo, de propiedad estatal, que está programado para comenzar a operar en setiembre de 2011.
4) Altamira ha estado operando desde el 2006. En el 2009, el promedio de las importaciones de GNL en el terminal ha sido de 334 millones de PCD y permanece actualmente cerca de ese nivel. Shell y sus socios tienen un contrato que los obliga a suministrar 500 millones de PCD a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para generación eléctrica, pero tienen la opción contractual de suministrar el total o parte de este gas por tuberías, ya sea gas producido en México o importados desde los EE.UU. Las expectativas son que, mientras los precios del gas natural sigan siendo bajos y las condiciones del mercado no cambien, Shell y sus socios importarán un máximo de 350 millones de PCD de GNL en Altamira en el futuro previsible.
5) La expectativa original para el terminal de regasificación de Sempra, en Ensenada, era aumentar sus importaciones de GNL con el tiempo, con el fin de suministrar a los generadores eléctricos y a varias industrias en la península de Baja California (además de exportar gas a los EE.UU.) Estos planes requerían aumentar la capacidad a 2 mil millones de PCD a finales del 2010 (el terminal está interconectado a California y Arizona a través del oleoducto Bajanorte). Sin embargo, los bajos precios del gas han llevado a Sempra a cumplir los contratos de suministro en el norte de México con gas importado de los EE.UU. La expectativa es que solamente una cuarta parte de la capacidad del terminal de Ensenada se utilizará en los próximos dos años, esperándose una ampliación a mil millones de PCD recién el 2018.
¿Cómo es el contrato de suministro para Manzanillo/CFE?
1) La única planta de regasificación de GNL que se espera opere a plena capacidad en el 2015, es el terminal de Manzanillo de la CFE. Este terminal comenzará a operar con una importación de 95 millones de PCD a finales de 2011, ampliándose hasta su capacidad final de 500 millones de PCD en el 2015. Se espera que este nivel se mantenga hasta finales del 2025. El GNL será suministrado por Repsol de los campos de gas de Camisea.
2) El contrato de suministro de Manzanillo implica la entrega de 183 mil millones de pies cúbicos anuales (5.17 mil millones de metros cúbicos), ó 500 millones de PCD de GNL durante 15 años. El suministro se incrementará hasta llegar a su capacidad final de 500 millones de PCD, comenzando con 90 millones de PCD a partir de setiembre de 2011, 180 millones de PCD el 2012, 360 millones de PCD el 2013 y 400 millones de PCD el 2014. A diferencia de Ensenada y Altamira, el terminal de Manzanillo traerá gas a una región de México que hasta ahora no ha tenido oferta.
3) “Repsol Comercializadora de Gas” fue el único postor en la licitación que se hizo el 2007, para suministrar GNL a la planta de Manzanillo, ofertando 0.03 dólares americanos por debajo del precio máximo de suministro de la CFE, que es 91% del índice Henry Hub. Al haberse anclado el precio por debajo de la referencia del Henry Hub, se asegura que este gas será siempre competitivo respecto a cualquier otro que provenga de EE.UU. (aún si el GN no convencional se vuelve muy barato, ya que esto provocaría que el precio de referencia de Henry Hub también baje).
4) Repsol, por su parte, tiene un contrato exclusivo de comercialización de la producción total (del primer tren de licuefacción) de Peru LNG por un periodo de 18 años. Este contrato está a su vez “respaldado” por otro contrato entre Peru LNG con los productores/consorcio de Camisea, por el cual se comprometen a entregar 620 millones de PCD de gas (ó 4.4 millones de toneladas al año). En los 18 años del contrato, se comprometen un total de 4.2 TCF (Tera Pies Cúbicos) de las reservas de Camisea.
5) Teniendo en cuenta la cantidad que representa el contrato de suministro de Manzanillo, Repsol tiene un remanente de unos 120 millones de PCD para contratos adicionales de suministro. Considerando que la planta de Manzanillo llegará a su capacidad máxima de producción en 4-5 años, y que la planta de Peru LNG en Melchorita entró en operación en julio de 2010, Repsol estima que las ventas a México, durante la vida útil del proyecto, representen aproximadamente un 66% de su cartera de destino, y el restante 34% podría ser dirigido a otros mercados o utilizarse en oportunidades de arbitraje. Este excedente que tiene el proyecto Peru LNG/Repsol respecto a sus compromisos con Manzanillo/CFE, puede servir para mitigar el riesgo del proyecto con respecto a este contrato.
Mirando en retrospectiva, el contrato con la mejicana CFE podría parecer ahora inconveniente considerando el precio actual del GN en Henry Hub (más o menos US$4.0 por millón de BTU, mientras que en setiembre de 2007, cuando se firmó el contrato, era US$6.0 – ver gráfico a continuación). Aunque un proyecto de este tipo no se puede analizar viendo únicamente la situación muy variable del corto plazo, todo hace prever ahora que el precio del GN en Henry Hub no se va a recuperar en el mediano plazo, por lo tanto es muy posible que, en su tiempo de vida económica, la rentabilidad del proyecto de Peru LNG no sea la esperada.
Pero el asunto no termina ahí, que en todo caso es el riesgo de un negocio privado, sino que va afectar directamente el valor de “netback” del precio del gas natural en Perú. Enajenar un recurso natural no renovable a un precio muy bajo es, en el mejor de los casos, inconveniente. Como nadie invierte para perder o tener rentabilidades muy bajas, estoy seguro que los desarrolladores del proyecto no se esperaban una situación como la que se está dando (aunque nadie es adivino para saber si las cosas no cambiaran nuevamente en el futuro).
Por otra parte, es claro que todavía no estamos en el momento crítico del proyecto, cuando se tenga que entregar, en el 2015, la cantidad final del suministro de GNL. Más aún, en el poco más de un año que va a transcurrir desde que se empezó a exportar el GNL, y hasta que entre en operación la planta de Manzanillo (esperada para setiembre de este año), el GNL se está vendiendo muy por encima del precio de Henry Hub. Por el momento, aparentemente no hay problema; el problema realmente va a empezar a manifestarse recién el 2012, incrementándose en el tiempo.
Como yo lo veo, no hay muchas(?) opciones de acción al respecto. La planta de Manzanillo/CFE tiene un contrato de suministro de GNL ventajoso, que naturalmente va querer que se cumpla. Una posibilidad es tratar de reemplazar este suministro por otra fuente alternativa proveniente de EE.UU. (que sería del lugar lógico), por tuberías o GNL; el cual, como es casi seguro, tendría precios de entrega más altos que el que Repsol ofreció a Manzanillo/CFE. Sin embargo, este precio muy posiblemente estaría ligado también al Henry Hub, por lo tanto se mitigaría/limitaría las potenciales pérdidas. De esta forma el suministro de Peru LNG quedaría libre para poderse comercializar a un mejor precio en otros mercados que no sean Norteamérica.
¿Qué tenemos en el lado peruano?
Aquí el problema es el precio “netback” del gas en boca de pozo, que resulta del precio de realización en Manzanillo, México. Yo, obviamente, no tengo los detalles de los contratos “internos” entre los diferentes grupos de socios (algunos comunes) de la cadena entre el gas natural en boca de pozo en Camisea y la planta de Manzanillo (ver gráfico que se adjunta). Si los productores/consorcio de Camisea han aceptado un contrato de suministro de gas al precio “netback” con referencia a la entrega en Manzanillo (que a su vez está ligado al Henry Hub), pues el riesgo de este precio se ha pasado de Peru LNG al productor (y de paso al Perú, por el tema de las regalías). Si existe un precio mínimo en el contrato, este riesgo está acotado, sin embargo el impacto económico dependerá de cual es este precio mínimo (he visto en algún sitio, o se ha comentado, que este precio es US$0.56 por millón de BTU, pero no lo puedo asegurar).
Bien, estos son los hechos, el marco de referencia, ahora hay que encontrar la solución; ¿o no tocamos nada y dejamos a lo que el destino nos depare?
(Nota: hay dos problemas muy relacionados al presentado que no los he tocado en este artículo, que se refieren a la demanda interna y las reservas de gas natural, los cuales merecen un tratamiento por separado)
Sin embargo, las noticias y los análisis de los expertos sobre el mercado mundial del gas natural siguen llegando (ver reciente artículo en el The Wall Street Journal Americas, publicado por la edición del 11 de abril de 2011 del suplemento Día 1 de El Comercio), por lo tanto creo que no es prudente dejar de examinar el impacto que puede tener esta recomposición del mercado global de gas natural en nuestro país; el único exportador, por el momento, de Gas Natural Licuado (GNL) en América del Sur. Y no solo eso, sino que todavía no hemos encontrado un consenso interno sobre el mejor uso del gas de Camisea entre el mercado interno, que tiene una demanda creciente, no del todo satisfecha, y la exportación.
Bajo las circunstancias actuales, y previsibles en el futuro mediato, creo que tienen muy poco valor los argumentos iniciales (válidos) que dieron base al proyecto de exportación, esto es, que con una demanda doméstica muy baja, y sin un flujo de ingresos fijo que permitiera seguir explorando para asegurar y aumentar las reservas, no era posible justificar económica y financieramente la explotación del gas de Camisea. Además, no hay que olvidarse que en la gran ecuación económica del proyecto Camisea está la explotación de los líquidos de gas natural, que tiene su propia dinámica de mercado. Por lo tanto, debemos examinar el problema con una visión hacia adelante y no hacia atrás.
¿Cuál es la situación hoy en día? Veamos.
1) Los precios del gas natural (GN) en los EE.UU., empujados hacia abajo por el alto crecimiento de la producción de GN no convencional de esquistos, ha hecho que sea más atractivo para México la importación de gas por tubería en lugar del desembarque de cargamentos de GNL para regasificación. Por esa razón, el terminal de Altamira de Shell-Total-Mitsui, en la costa del Golfo de México, de 500 millones de pies cúbicos por día (PCD) y el terminal de Sempra Energy en Ensenada, en la costa del Pacífico de México, de un mil millones de PCD, no se espera que operen a plena capacidad en el futuro previsible.
2) Por otra parte, fuentes de la Comisión Reguladora de Energía de México (la CRE) han indicado que la empresa "El Paso Natural Gas" ha puesto su proyecto Sonora de GNL, en Puerto Libertad en la costa del Pacífico, de 1.25 mil millones de PCD, en espera y que es poco probable su construcción a los precios actuales del GN. Si el proyecto Sonora de GNL se llevara adelante, lo más probable es que sea con miras a la exportación de GNL a la cuenca del Pacífico, desde los campos de gas de esquisto de EE.UU., en lugar de importar GNL a México, que fue su propósito original.
3) Por ahora, la planificación energética en México prevé la importación de GNL a través de tres terminales de regasificación en los próximos 15 años: Altamira, Ensenada y las instalaciones del terminal de Manzanillo, de propiedad estatal, que está programado para comenzar a operar en setiembre de 2011.
4) Altamira ha estado operando desde el 2006. En el 2009, el promedio de las importaciones de GNL en el terminal ha sido de 334 millones de PCD y permanece actualmente cerca de ese nivel. Shell y sus socios tienen un contrato que los obliga a suministrar 500 millones de PCD a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para generación eléctrica, pero tienen la opción contractual de suministrar el total o parte de este gas por tuberías, ya sea gas producido en México o importados desde los EE.UU. Las expectativas son que, mientras los precios del gas natural sigan siendo bajos y las condiciones del mercado no cambien, Shell y sus socios importarán un máximo de 350 millones de PCD de GNL en Altamira en el futuro previsible.
5) La expectativa original para el terminal de regasificación de Sempra, en Ensenada, era aumentar sus importaciones de GNL con el tiempo, con el fin de suministrar a los generadores eléctricos y a varias industrias en la península de Baja California (además de exportar gas a los EE.UU.) Estos planes requerían aumentar la capacidad a 2 mil millones de PCD a finales del 2010 (el terminal está interconectado a California y Arizona a través del oleoducto Bajanorte). Sin embargo, los bajos precios del gas han llevado a Sempra a cumplir los contratos de suministro en el norte de México con gas importado de los EE.UU. La expectativa es que solamente una cuarta parte de la capacidad del terminal de Ensenada se utilizará en los próximos dos años, esperándose una ampliación a mil millones de PCD recién el 2018.
¿Cómo es el contrato de suministro para Manzanillo/CFE?
1) La única planta de regasificación de GNL que se espera opere a plena capacidad en el 2015, es el terminal de Manzanillo de la CFE. Este terminal comenzará a operar con una importación de 95 millones de PCD a finales de 2011, ampliándose hasta su capacidad final de 500 millones de PCD en el 2015. Se espera que este nivel se mantenga hasta finales del 2025. El GNL será suministrado por Repsol de los campos de gas de Camisea.
2) El contrato de suministro de Manzanillo implica la entrega de 183 mil millones de pies cúbicos anuales (5.17 mil millones de metros cúbicos), ó 500 millones de PCD de GNL durante 15 años. El suministro se incrementará hasta llegar a su capacidad final de 500 millones de PCD, comenzando con 90 millones de PCD a partir de setiembre de 2011, 180 millones de PCD el 2012, 360 millones de PCD el 2013 y 400 millones de PCD el 2014. A diferencia de Ensenada y Altamira, el terminal de Manzanillo traerá gas a una región de México que hasta ahora no ha tenido oferta.
3) “Repsol Comercializadora de Gas” fue el único postor en la licitación que se hizo el 2007, para suministrar GNL a la planta de Manzanillo, ofertando 0.03 dólares americanos por debajo del precio máximo de suministro de la CFE, que es 91% del índice Henry Hub. Al haberse anclado el precio por debajo de la referencia del Henry Hub, se asegura que este gas será siempre competitivo respecto a cualquier otro que provenga de EE.UU. (aún si el GN no convencional se vuelve muy barato, ya que esto provocaría que el precio de referencia de Henry Hub también baje).
4) Repsol, por su parte, tiene un contrato exclusivo de comercialización de la producción total (del primer tren de licuefacción) de Peru LNG por un periodo de 18 años. Este contrato está a su vez “respaldado” por otro contrato entre Peru LNG con los productores/consorcio de Camisea, por el cual se comprometen a entregar 620 millones de PCD de gas (ó 4.4 millones de toneladas al año). En los 18 años del contrato, se comprometen un total de 4.2 TCF (Tera Pies Cúbicos) de las reservas de Camisea.
5) Teniendo en cuenta la cantidad que representa el contrato de suministro de Manzanillo, Repsol tiene un remanente de unos 120 millones de PCD para contratos adicionales de suministro. Considerando que la planta de Manzanillo llegará a su capacidad máxima de producción en 4-5 años, y que la planta de Peru LNG en Melchorita entró en operación en julio de 2010, Repsol estima que las ventas a México, durante la vida útil del proyecto, representen aproximadamente un 66% de su cartera de destino, y el restante 34% podría ser dirigido a otros mercados o utilizarse en oportunidades de arbitraje. Este excedente que tiene el proyecto Peru LNG/Repsol respecto a sus compromisos con Manzanillo/CFE, puede servir para mitigar el riesgo del proyecto con respecto a este contrato.
Mirando en retrospectiva, el contrato con la mejicana CFE podría parecer ahora inconveniente considerando el precio actual del GN en Henry Hub (más o menos US$4.0 por millón de BTU, mientras que en setiembre de 2007, cuando se firmó el contrato, era US$6.0 – ver gráfico a continuación). Aunque un proyecto de este tipo no se puede analizar viendo únicamente la situación muy variable del corto plazo, todo hace prever ahora que el precio del GN en Henry Hub no se va a recuperar en el mediano plazo, por lo tanto es muy posible que, en su tiempo de vida económica, la rentabilidad del proyecto de Peru LNG no sea la esperada.
Precios del Gas Natural en Henry Hub
Pero el asunto no termina ahí, que en todo caso es el riesgo de un negocio privado, sino que va afectar directamente el valor de “netback” del precio del gas natural en Perú. Enajenar un recurso natural no renovable a un precio muy bajo es, en el mejor de los casos, inconveniente. Como nadie invierte para perder o tener rentabilidades muy bajas, estoy seguro que los desarrolladores del proyecto no se esperaban una situación como la que se está dando (aunque nadie es adivino para saber si las cosas no cambiaran nuevamente en el futuro).
Por otra parte, es claro que todavía no estamos en el momento crítico del proyecto, cuando se tenga que entregar, en el 2015, la cantidad final del suministro de GNL. Más aún, en el poco más de un año que va a transcurrir desde que se empezó a exportar el GNL, y hasta que entre en operación la planta de Manzanillo (esperada para setiembre de este año), el GNL se está vendiendo muy por encima del precio de Henry Hub. Por el momento, aparentemente no hay problema; el problema realmente va a empezar a manifestarse recién el 2012, incrementándose en el tiempo.
Como yo lo veo, no hay muchas(?) opciones de acción al respecto. La planta de Manzanillo/CFE tiene un contrato de suministro de GNL ventajoso, que naturalmente va querer que se cumpla. Una posibilidad es tratar de reemplazar este suministro por otra fuente alternativa proveniente de EE.UU. (que sería del lugar lógico), por tuberías o GNL; el cual, como es casi seguro, tendría precios de entrega más altos que el que Repsol ofreció a Manzanillo/CFE. Sin embargo, este precio muy posiblemente estaría ligado también al Henry Hub, por lo tanto se mitigaría/limitaría las potenciales pérdidas. De esta forma el suministro de Peru LNG quedaría libre para poderse comercializar a un mejor precio en otros mercados que no sean Norteamérica.
¿Qué tenemos en el lado peruano?
Aquí el problema es el precio “netback” del gas en boca de pozo, que resulta del precio de realización en Manzanillo, México. Yo, obviamente, no tengo los detalles de los contratos “internos” entre los diferentes grupos de socios (algunos comunes) de la cadena entre el gas natural en boca de pozo en Camisea y la planta de Manzanillo (ver gráfico que se adjunta). Si los productores/consorcio de Camisea han aceptado un contrato de suministro de gas al precio “netback” con referencia a la entrega en Manzanillo (que a su vez está ligado al Henry Hub), pues el riesgo de este precio se ha pasado de Peru LNG al productor (y de paso al Perú, por el tema de las regalías). Si existe un precio mínimo en el contrato, este riesgo está acotado, sin embargo el impacto económico dependerá de cual es este precio mínimo (he visto en algún sitio, o se ha comentado, que este precio es US$0.56 por millón de BTU, pero no lo puedo asegurar).
Estructura Empresarial Proyecto Camisea
Bien, estos son los hechos, el marco de referencia, ahora hay que encontrar la solución; ¿o no tocamos nada y dejamos a lo que el destino nos depare?
(Nota: hay dos problemas muy relacionados al presentado que no los he tocado en este artículo, que se refieren a la demanda interna y las reservas de gas natural, los cuales merecen un tratamiento por separado)
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