LNG: cuando el precio se calcula "para atrás"
Por Humberto Campodónico
Cuando se exporta gas natural en bruto se obtienen 7 veces menos ingresos que si se producen fertilizantes con una petroquímica. Y si ese gas se transforma en olefinas, se obtienen ingresos 11 veces superiores que si se exporta en bruto. Esto lo dice el proyecto de ley 1189 presentado por el Poder Ejecutivo, que debe ser discutido dentro de poco en el Congreso y que comentáramos ampliamente la semana pasada.
Pero si el gas se exporta por vía marítima a un país con un mercado desarrollado, como EEUU, entonces el precio de venta final no puede ser superior al precio de venta (que es fluctuante) de ese mercado. En ese caso, al precio de venta final se le descuentan los costos incurridos para la exportación. Por ello, el precio que se le paga al productor en "boca de pozo" (en Camisea) no es fijo, sino que depende del precio del gas en el mercado desarrollado. En la jerga energética se le denomina "netback".
El profesor James Jensen realizó hace poco un estudio para la Comisión de Energía de California (1) y estableció los "netback" de 5 posibles exportadores de Gas Natural Licuefactado (GNL) a EEUU: Bolivia, Indonesia, Qatar, Sakhalin (Rusia) y Australia. Allí determinó que el costo de la planta de licuefacción (que reduce el volumen de gas a ser transportado) sería de US$ 1.70 por millón de BTU (MMBTU) para Bolivia, ya que es una planta nueva. Para el resto de los países, que ya tienen plantas funcionando, el costo es algo menor y se sitúa en US$ 1.55 por MMBTU.
Segundo, hay que pagar a los buques transportistas. Para Bolivia, ese costo es de US$ 0.80 MMBTU y es el más barato pues está más cerca de EEUU. El tercer costo remunera a la planta de regasificación (para que el gas vuelva a su tamaño) que se construye en el punto de llegada. En este caso, los costos son muy parecidos para todos y se sitúan alrededor de US$ 0.75 MMBTU.
Así, Sakhalin tiene el costo más bajo, con US$ 2.90/MMBTU, seguido de Indonesia y Bolivia, con US$ 3.20 y 3.22 por MMBTU, respectivamente. En el caso peruano, los costos serían parecidos, aunque el transporte bajaría por la cercanía a EEUU.
Pero este cálculo del profesor Jensen no incluye los costos del gasoducto desde Tarija al puerto del Pacífico. Si lo comparamos con el costo del transporte del gas de Camisea a Pisco, vemos que la tarifa fijada por Osinerg (resolución 075-2006-OS/CD) es US$ 0.94 MMBTU para el gas al sector eléctrico. Por tanto, al precio de US$ 3.20/MMBTU habría que sumarle casi un dólar adicional, lo que nos da US$ 4.16/MMBTU.
En el 2007, el precio del gas en EEUU ha fluctuado alrededor de US$ 6.50 MMBTU. Por tanto, el precio en boca de pozo hubiera sido de US$ 2.34 MMBTU (6.50-4.16). Este precio puede subir o bajar. Pero, como dice el PL-1189, seguramente girará alrededor de US$ 2.5 MMBTU, lo que produce 7 veces menos ingresos que la petroquímica que produce fertilizantes.
Sin embargo, si hay recesión en EEUU y el precio cae, podríamos estar exportando nuestro (escaso) gas a un precio menor al que los peruanos pagamos en el mercado interno, que es de US$ 2.2/MMBTU en boca de pozo. Volveremos sobre el tema.
(1) The outlook for global trade in LNG, Jensen Associates, Agosto 2007.
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