25 MERCADOS DE GNL Dimensión del mercado actual de GNL El

MERCADOS DE GNL
Dimensión del mercado actual de GNL
El mercado mundial de GNL ha experimentado un crecimiento espectacular en los últimos
diez años. En efecto, de los 4 Tcf (84 millones de toneladas métricas) que exportaron 9
países en 1997 a los 6,3 Tcf (132 millones de toneladas métricas) que exportaron 12 países
en 2005, el intercambio mundial de este producto ha crecido un 57% en ocho años, o sea a
un promedio de 7% por año.
Entre los exportadores, se destaca la cuenca del Pacífico, donde se originan casi la mitad de
los embarques, destacándose en ella Indonesia con un 21% del total, seguida por los países
de Medio Oriente, liderados por Qatar, que se ha convertido en la estrella ascendente en
este campo. La cuenca del Atlántico le sigue en importancia con un 29% de los embarques,
y dentro de ella se destaca Argelia, con una larga tradición de abastecimiento a los países
europeos del Mediterráneo.
En cuanto a los receptores, Japón y Corea figuraron al tope de la tabla durante los años 90
con casi un 66% del GNL recibido, pero han declinado su participación porcentual –aunque
no en valores absolutos- por el gran crecimiento que ha experimentado el mercado de
EE.UU. ante la declinación de sus propios yacimientos gasíferos y la insuficiencia de las
importaciones a través de la frontera con Canadá.
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Perspectiva futura
Importaciones
Los factores que impulsan la demanda de GNL difieren según la posición estratégica en la
se encuentren los países demandantes de gas. Los grandes importadores asiáticos de GNL –
Japón, Corea y Taiwán- tienen escasos recursos energéticos en sus territorios y por ello son
altamente dependientes de energía importada para calefacción, uso doméstico y generación
eléctrica. Al mismo tiempo han desarrollado mercados maduros de gas, que abastecen casi
exclusivamente por medio de GNL. El único competidor potencial que tiene el GNL en
estos países es el gas natural del yacimiento de Sakhalin en Manchuria, a ser traído
mediante un gasoducto submarino de 3.700 Km. de longitud, un proyecto costoso y
riesgoso que presenta muchos problemas en su ejecución.
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Europa y Norte América, por el contrario, poseen o tienen fácil acceso a recursos
energéticos más diversos y abundantes, por lo cual la penetración del GNL en dichas
regiones es más difícil. En Europa, la creciente demanda de gas natural para generación
eléctrica brinda posibilidades al GNL de Africa en zonas no cubiertas por el gas por
gasoducto de Rusia o del Mar del Norte. Un caso típico es Gran Bretaña, que ha
desarrollado un mercado maduro de gas basado en sus yacimientos del Mar del Norte. Al
entrar éstos en franca declinación, la isla está planeando la instalación de dos
terminales receptoras de GNL en su costa Oeste para recibir gas de Trinidad Tobago o de
Argelia. En EE.UU. la situación es parecida: la demanda creciente de gas natural, la
declinación de las reservas domésticas y las limitaciones que presenta la importación de gas
desde Canadá han impulsado la construcción de más de 9 terminales receptoras en las
costas Este y Oeste del país. La penetración del GNL en la demanda doméstica mundial de
gas, que hoy ronda el 3% , pasará al 9% en 2010 con impulso creciente.
Además de los países actualmente importadores de GNL, es decir, EE.UU., Francia, Italia,
España e India en el Atlántico, así como Japón, Corea y Taiwán en el Pacífico, dos nuevos
países de aprestan a convertirse en futuros demandantes: China, por su enorme necesidad
de energéticos y Gran Bretaña, por las razones antes expuestas.
Exportaciones
Las mayores concentraciones de gas natural se dan en regiones donde no existe una
demanda significativa de dicho energético; por ello, existe entre los productores una
necesidad urgente de monetizar dichas reservas remotas o ubicadas a gran profundidad en
el mar. La única solución para mover dichas reservas a los mercados es la licuefacción del
gas y el GNL es la forma elegida para hacerlo. Eso explica porqué Australia, Malasia,
Indonesia, Qatar, Nigeria y Trinidad Tobago se cuentan hoy entre los grandes países
exportadores de GNL y también porqué la capacidad global de licuefacción de gas ha
pasado de 187 MMMm3 de gas (139 millones de toneladas métricas de GNL) por año en
2003 a un estimado de 266 MMMm3 (197 millones de toneladas métricas) en 2007.
Aparte de los exportadores ya establecidos mencionados en el párrafo anterior, tres nuevos
países –Egipto, Noruega y Rusia- construyen actualmente plantas de licuefacción y se
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aprestan a entrar en el mercado de exportación, mientras que otros le siguen en una etapa de
planeamiento.
El tráfico creciente de GNL requiere cada vez mayor capacidad de transporte. En 2003
había 151 buques metaneros y 55 en construcción y la puesta en servicio de estos últimos
elevará la capacidad global de carga un 44% entre 2003 y 2006, pasando de 17.4 millones
de m3 en 2003 a 25.1 millones de m3 en 2006.
Mientras que los impulsores del crecimiento del GNL han variado en las últimas décadas,
una característica ha permanecido constante: la lógica comercial que sustenta la mayoría de
los proyectos. Los grandes compradores de GNL son países importadores de gas que
operan en mercados monopólicos, preocupados por la seguridad de abastecimiento y la
diversificación de las procedencias de su gas importados. Este tipo de compradores es el
que está dispuesto y en condiciones de pagar más por el GNL y además, son los que están
en posición de concertar acuerdos de largo plazo, del tipo take-or-pay. También son
compradores confiables, y esta característica permitió a los promotores de proyectos de
GNL obtener el financiamiento para acometer las cuantiosas inversiones que ellos
requerían.
De esta manera, la estructura de la industria inicial asemejaba a una serie de ciclos cerrados
con buques exclusivamente contratados para hacer viajes en “calesita” entre productores y
consumidores fijos, atados por contratos de 20 años de duración. Esta es la estructura básica
existente en la que se ha basado el crecimiento de las ultimas décadas, pero ahora la
industria entra en una nueva etapa y esta estructura va a estar sometida a pruebas.
En efecto, la ola global de liberalización y privatización de áreas de negocio que antes se
consideraban dentro de la órbita del Estado también ha alcanzado a los energéticos. Esto
significa más desregulación, menos intervención estatal y más actividad privada en este
campo. Competencia creciente es el resultado de una mayor libertad de los usuarios para
elegir a su proveedor de energía y, en contrapartida, esto significa una menor certidumbre y
mayor riesgo para los proveedores, tanto en términos de volumen como en términos de
precio de venta. A su vez, los compradores quieren mayor flexibilidad en su abastecimiento
y están menos dispuestos a garantizar compras fijas por largos períodos. En estas
condiciones, no es extraño que comiencen a aparecer las primeras operaciones spot de
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compra de GNL y que surja la pregunta: podrá una industria como la del GNL – con su
pesada carga de inversiones fijas y con su necesidad de altos índices de ocupación de su
capacidad instalada - soportar la presencia de una importante masa de operaciones spot en
paralelo con sus contratos de largo plazo?
Impulsores clave del negocio
Analizaremos ahora algunos de los factores que han contribuido más al crecimiento del
GNL en los últimos años y que constituyen las razones principales para sostener el futuro
desarrollo de esta industria.
Desbalance entre oferta y demanda de gas
El principal factor de desarrollo del GNC en el mundo es la falta de equilibrio entre la
demanda interna y la oferta doméstica o regional de gas natural. Si bien la palabra
“desbalance” parece englobar a todas las situaciones, es necesario plantear distingos entre
distintos casos conocidos.
Yendo de lo particular a lo general, cuando un país que enfrenta una importante expansión
industrial sin contar con los recursos energéticos necesarios, debe apelar a todas las fuentes
posibles de provisión de energéticos para sostener tal desarrollo. Tal fue el caso de Japón y
Corea en los 80; sin recursos energéticos propios y con una gran conciencia nacional en
materia de preservación del medio ambiente, apelaron al gas para no depender únicamente
del petróleo para motorizar su desarrollo. Y como la única manera de importar gas era bajo
la forma de GNL, dedicaron importantes esfuerzos a construir facilidades de recepción y
distribución seguras, a construir buques metaneros más grandes y a desarrollar fuentes de
provisión confiables en el Sudeste asiático.
Hay en el mundo otros casos no tan extremos: países con un razonable mix de
abastecimiento de energéticos importados y locales que sin embargo optan por el GNL
como un recurso destinado a satisfacer requerimientos especiales. En este campo, la
generación eléctrica mediante centrales térmicas a gas ha sido un formidable motor porque
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presenta ventajas innegables sobre el carbón y el fuel-oil: menor inversión por unidad de
potencia útil, mayor eficiencia del combustible, menor tiempo de construcción de las
centrales y sobre todo, menores emisiones. Cuando el abastecimiento de gas importado
mediante gasoductos de larga distancia –como en los países de. Oeste de Europa frente al
gas de Rusia- se torna caro y sujeto a vaivenes políticos, el GNL encuentra su lugar en la
ecuación energética, sobre todo cuando hay una fuerte demanda de gas para generación
térmica.
Finalmente, el caso más evidente se produce cuando se dan simultáneamente dos
condiciones: el país ha desarrollado un mercado maduro de gas sustentado por una
abundante producción doméstica y, por otra parte, por razones diversas dicha producción
comienza a declinar sin atenuantes. Esta es la situación que viven hoy EE.UU y el Reino
Unido, los primeros por la sistemática declinación de la productividad de sus yacimientos
de gas y la virtual imposibilidad de suplirla con gas de Canadá, frente a un sostenido
aumento de la demanda doméstica -especialmente originada en la generación térmica- y por
el agotamiento progresivo de los yacimientos de gas del Mar del Norte, en el segundo.
Cuándo se llega al convencimiento de que el gas se termina en un país? Cuando, pese a un
sustancial aumento del número de pozos perforados para gas y a un gradual aumento del
precio del gas doméstico, la demanda creciente sigue insatisfecha y las importaciones a
través de gasoductos desde países limítrofes o cercanos no logran balancearla.
Aumentos del precio interno
En los países donde rige un verdadero mercado desregulado de gas, con formación de
precios totalmente sujeta a los vaivenes de la oferta y de la demanda, es indudable que el
aumento paulatino de los precios internacionales del petróleo desde 1998 ha ejercido una
fuerte presión a la suba en los precios internos del gas. Mucho se ha discutido sobre el
hecho de que el gas natural no es un commodity, sino que sus precios se comportan según
condiciones regionales de abundancia o escasez sin llegar a globalizarse. Lo cierto es que
cuando un país templado o frío elimina toda restricción regulatoria a la libre formación de
precios y permite la existencia de fuertes oscilaciones de precio verano/invierno, el
escenario está montado para que el precio del gas siga la tendencia a la suba de los
combustibles líquidos que sustituye.
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Un caso patente de esto es la evolución de los precios internos de gas natural en los EE.UU.
en la última década.
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Los cuadros precedentes reflejan la evolución de los precios promedio, pero más dramático
ha sido el comportamiento de los precios spot de invierno del gas en el clásico punto
formador de precios del Golfo de México denominado Henry Hub (ver cuadro siguiente),
que revelan picos que han llegado a los 18 US$/MMBtu en la temporada de invierno
2004/2005.
Escenarios como el descripto en los párrafos precedentes se presentan el países del primer
mundo, donde el consumidor residencial promedio está generalmente en condiciones de
pagar más por su gas en invierno. Pero existen casos de países en desarrollo con un
mercado emergente de gas donde los gobiernos intervienen en el mercado mediante
esquemas de precios regulados, subsidios directos o indirectos, reducción de impuestos, etc.
para evitar que los precios de los energéticos sigan la tendencia mundial al alza que golpea
fuerte en los bolsillos de sus propios consumidores. Uno de los recursos es el de congelar el
precio del gas en boca de pozo para la producción doméstica o las tarifas de transporte de
gas, lo cual produce desaliento de las inversiones si el sistema es privado y
consecuentemente, escasez a mediano plazo. Aquí se presenta otra oportunidad para
recurrir al GNL como un recurso para mantener el abastecimiento de gas en mercados
costeros.
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Conciencia ambiental
El gas natural ha sido reconocido mundialmente como el combustible fósil menos agresivo
para el ambiente y como tal, debería gozar de las preferencias de los gobiernos, de los
ambientalistas y del público en general como el combustible de transición hasta que
aparezca el energético ideal del futuro. Así lo han reconocido muchos países industriales
que adhieren al Protocolo de Kyoto sobre cambio climático, favoreciendo el uso del gas –
sobre todo para generación eléctrica- con el fin de cumplir las metas sobre emisiones de
gases de efecto invernadero que se han comprometido a cumplir.
Pero no todos los países que se encuentran en esta situación tienen fácil acceso a reservas
de gas natural –sea en sus propios territorios o mediante importación desde países
limítrofes por gasoductos- para abastecer a sus mercados en expansión. Si la conciencia o el
compromiso ambiental priman sobre la mera consideración económica –el caso
paradigmático es el de Japón-, aquí se presenta también una oportunidad para desarrollar
sistemas de abastecimiento mediante GNL.
Reservas remotas
Las reservas de gas natural cuyo transporte a los mercados más cercanos sería
extremadamente costoso, se denominan comúnmente reservas remotas (stranded reserves).
Incluyen gas asociado –extraído junto con petróleo-, gas venteado y gas reinyectado a
formación para cumplir con regulaciones más que para mantener la presión del reservorio.
A veces, el exceso de reservas con relación al ritmo de extracción que admiten los
mercados receptores puede considerarse dentro de esta categoría, ya que el precio al que
debiera cobrarse el gas adicional no compensaría los costos de desarrollo y producción.
Muchos yacimientos petroleros ubicados en lugares remotos producen suficiente gas
asociado como para merecer un destino comercial, pero están a una distancia tal de los
mercados que dicho gas sólo merece ser venteado o reinyectado. El venteo (o quemado) del
gas asociado es posible si no se infringen normas ambientales sobre emisiones. La
reinyección, salvo cuando lo requiera el mantenimiento de la presión en el reservorio,
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significa costo agregado para comprimir el gas, además de un eventual efecto adverso al
cambiar el mix de hidrocarburos en el yacimiento.
Se ha estimado que las reservas remotas constituyen un 50% de las declaradas por los 10
países productores más importantes de gas del mundo. De ellas, un estudio reciente
identificó unos 450 Tcf de gas disponibles en yacimientos remotos con reservas mayores a
los 50 Bcf cada uno, que podrían ser extraídos a valores inferiores a 1 $/MMBtu.
Dependiendo de la ubicación y del volumen de reservas de dichos yacimientos y de la
factibilidad del transporte marítimo a mercados accesibles, la alternativa GNL sería
aplicable, teniendo en cuenta que los operadores de yacimientos remotos están dispuestos a
sacrificar precio con el fin de monetizar reservas que de otro modo no tendrían destino.
Globalización de los mercados de gas natural
Debido a las dificultades que el gas presenta para ser transportado, casi el 80% de la
demanda mundial de este energético son hoy satisfechas mediante producción doméstica,
pero a medida que la demanda aumente, cada vez más gas deberá ser importado, al extremo
de que Shell estima que para 2030 sólo el 50% del consumo de los distintos países será
cubierta por producción propia.
Veamos la evolución que se ha producido en 10 años (1993 - 2003) en las distintas regiones
del mundo. En dicho período, la producción de gas europea creció de7.71 TCF a 10,25
TCF, con un aumento anual promedio de 2,9% pero al mismo tiempo la demanda lo hizo de
12,37TCF a 17,59 TCF, o sea a un ritmo de 3,6%. Ello se tradujo en un aumento global de
las importaciones de gas desde afuera de la zona y, dentro de tal incremento, las de GNL
pasaron de 14,4% a 19,4% del total de la demanda.
En el mismo lapso, la producción de gas natural en Asia aumentó de 6,49 TCF a 10,96
TCF, mostrando un ritmo de crecimiento de 5,4%. En cambio, la demanda creció de 6,68
TCF a 12,20 TCF, a un porcentaje anual de 6,2%, haciendo que la dependencia en la
importación desde fuera de la región creciera de 2,5% a 10,0%. Esto se tradujo en un fuerte
crecimiento de las importaciones de GNL (de 7,8 a 30,2%), debido a la preponderancia que
tiene este sistema de abastecimiento en la región asiática.
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Debido a su enorme apetito por la energía en todas sus formas, el caso de los EE.UU. es el
más espectacular en términos absolutos, si no en porcentuales. La producción de gas fue
sólo marginal debido a la maduración de los yacimientos del país, pasando de 18,1TCF a
19,9 TCF en el período considerado, a un ritmo de 0,95%, pero la demanda creció de 20,3
a 22,4 TCF, o sea a razón de 0,99%. Así planteadas las cosas, la dependencia en
importaciones de afuera del área pasó de 1,7% a 1,8% en dicho lapso, pero dentro de ese
rubro, las de GNL se expandieron de 3,5% a 12,7%, mostrando claramente que el país optó
por dicha forma de abastecimiento al no poder satisfacer sus necesidades regionalmente por
gasoducto.
Como estos ejemplos lo demuestran, cada vez un mayor volumen de demanda de gas se
satisface mediante transacciones internacionales. Mucho se ha hablado acerca de si el gas
se comportará algún día como un “commodity” o sea un producto sujeto a una cotización
internacional, como lo es el petróleo, los cereales, el café, el azúcar y algunos metales. La
importancia que todavía tiene la producción doméstica y los acuerdos regionales no han
permitido que los precios del gas natural se establezcan de esa manera y por ello los precios
locales varían significativamente entre puntos del planeta. Pero a medida que aumenten las
transacciones internacionales para suplir la demanda creciente, los precios regionales
tenderán a converger. El mercado creciente de GNL sin duda contribuirá a acelerar dicha
tendencia, porque su sistema de intercambio es el que más se asemeja al del petróleo.
Barreras que enfrenta el desarrollo del GNL
No todo son buenas noticias en el camino del GNL a nivel mundial. Examinemos los
principales inconvenientes que enfrenta este proceso de expansión:
Grandes inversiones
El establecimiento de cadenas de GNL es una actividad capital intensiva que requiere una
planificación detallada y sobre todo, una ejecución finamente orquestada en distintos países
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e involucrando a actores de muy distinta naturaleza: gobierno del país productor, astilleros,
armadores, regulaciones del país receptor, firmas de ingeniería, fabricantes de equipos,
contratistas, bancos, etc. Es por ello que las principales empresas multinacionales que han
encarado este negocio, aparte de poseer recursos de capital y solvencia frente a los bancos,
necesitan tener grupos selectos de administradores de proyectos, capaces de gestionar los
mismos sin demoras o tropiezos que pongan en peligro la viabilidad de los mismos.
La mayoría de los proyectos energéticos basados en combustibles fósiles tienen una
garantía que puede ser evaluada: las reservas de hidrocarburos o carbón recuperables que
serán enviadas al mercado por vía del proyecto. En el caso de proyectos de GNL, la cuantía
del capital requerido, sumado al volumen de reservas de gas que deben ser atribuidas a los
mismos ( y virtualmente inmovilizadas con tal destino) para garantizar el repago de las
inversiones, hacen que la garantía usual de reservas recuperables de hidrocarburos no sea
enteramente aplicable en este caso, con lo cual dejan de contar con este instrumento de
financiamiento.
Estas mismas características conducen a buscar convenios de abastecimiento de largo plazo
–20 años o más-, suplementados por rigurosas cláusulas take-or-pay, lo cual atemoriza a
los posibles compradores, que ven un serio obstáculo en estas rigurosas condiciones.
Todo esto significa que los prestamistas que financian proyectos de GNL deben aceptar
riesgos a los que no están acostumbrados. Por ejemplo, el riesgo de oscilaciones en los
precios del petróleo es aceptado hoy por los inversionistas debido a que existe un mercado
spot que marca tendencias, cosa que no ocurre en el caso del gas.
Limitaciones en el transporte marítimo
Los buques metaneros son los más caros de la industria naval (tonelada contra tonelada de
desplazamiento) y, para justificar su construcción, deben navegar con los mínimos tiempos
muertos o sea, con la máxima eficiencia. Por eso la mayoría de los buques están ligados a
cadenas de GNL específicas y cumplen circuitos o “calesitas” pre-establecidos con tiempos
de navegación, carga y descarga rigurosamente monitoreados. Sólo la ruptura temporaria de
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estos compromisos de abastecimientos (accidentes o fallas en los equipos de tierra) libera
tonelaje para entregas spot con destino distinto que el usual.
Ante el riesgo de que el flujo de ingresos que genera un buque metanero se interrumpa o se
reduzca por causas fuera del control del armador, las entidades financieras que participan
en la construcción de estos navíos generalmente exigen garantías que van más allá de las
usuales en la industria naviera, o sea la prenda sobre el buque, aplicándose cuentas de
reserva en manos de terceros o fondos de emergencia de aplicación automática ante tal
evento. Se ve claramente que el respaldo que significa la existencia de un contrato de largo
plazo se torna una fuente importante de riesgo si el proyecto fracasa o se demora, siempre
que no exista un mercado secundario o alternativo al cual dirigir los embarques.
Dos circunstancias tienden afortunadamente a alivianar esta situación: la importancia cada
vez mayor que está tomando el incipiente mercado spot de GNL y la consecuente aparición
de jugadores que están dispuestos a construir y poner en servicio buques con este propósito
y la reducción de los costos de construcción de estos navíos. Respaldando esta tendencia,
Malasia, Indonesia y Brunei han decidido recientemente formar un pool con sus recursos
navieros para vender sus excedentes de gas en el mercado spot y por otra parte, BP y Shell
han ordenado la construcción de cinco buques en astilleros coreanos que no están ligados a
ningún proyecto específico de ambas empresas.
Falta de un mercado spot
Como se ha explicado en el punto anterior, el mercado spot de GNL no aparecerá de la
noche a la mañana ni será decretado por nadie, pero una combinación de mayor flexibilidad
en los contratos por efectos de la globalización y el incremento progresivo de los precios
del gas natural a nivel mundial ( con su secuela de mayores volúmenes disponibles desde
yacimientos remotos y mayor inversión en transporte marítimo) son factores que tienden a
facilitar su desarrollo.
Uno de los obstáculos más persistentes es la aversión de los patrocinadores de proyectos a
aceptar que los tomadores de cargamentos spot de gas generalmente no presentan las
mismas condiciones de solidez crediticia que los tradicionales clientes ligados por contratos
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de largo plazo. Esta reticencia se pone en evidencia cuando cargamentos de circuitos
estables son desviados a la India, Pakistán, Turquía o China por alguna circunstancia
fortuita.
Por otra parte, para innovar en el campo de las transacciones comerciales hace falta cierta
dosis de coraje para desafiar a la tradición. Un ejemplo contundente de esto fue la
creatividad de Enron antes de su colapso. En efecto y a pesar de sus innumerables faltas,
dicha empresa tenía listo en 2001, poco antes de su quiebra, un modelo de comercialización
online para GNL que hubiera revolucionado el mundo de las transacciones spot de este
producto. Hasta hoy no ha aparecido ningún comercializador global dispuesto a arriesgar su
prestigio en este campo.
Pese a las tímidas transacciones spot que se registran actualmente en GNL, no hay duda que
la tendencia será hacia una mayor comoditización y una creciente liberalización del
comercio mundial de este energético. Si bien el GNL no será considerado un commodity en
el futuro cercano debido a lo escaso de su impacto en el comercio energético mundial, se
observará seguramente un número creciente de operaciones spot bajo el marco tradicional
de los contratos de largo plazo.
Preocupación por la seguridad
En el mundo existe una gran ignorancia pública acerca de las características del GNL y esta
ignorancia da lugar a una limitada percepción acerca de la seguridad de las instalaciones, lo
cual a su vez conduce a una fuerte oposición pública a la construcción de terminales.
En realidad el GNL en sí mismo no es una sustancia peligrosa, dado que no arde porque no
contiene oxígeno. Los vapores de GNL sólo se inflaman en el aire cuando alcanzan una
concentración de 5-15%. Si la concentración de gas es menor que 5%, no puede arder
porque no hay suficiente material combustible. Si es mayor que 15%, no lo hará porque no
hay suficiente oxígeno. Para que el GNL arda, es necesario que escape del recipiente, se
vaporice, se mezcle con aire en una proporción muy limitada gas/aire de entre 5 y 15% y
finalmente se ponga en contacto con una fuente de ignición. Pese a que esta realidad tiene
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fundamente científico, no alcanza a eliminar la sensación colectiva de que las terminales de
GNL son instalaciones peligrosas.
La práctica internacional ha impuesto una serie de requisitos muy estrictos de seguridad
contra accidentes –cuyos detalles se explican en el capítulo técnico-, tanto en las
instalaciones terrestres como en el transporte marítimo. Estas exigencias se aplican tanto en
el proceso de habilitación y certificación de las mismas como en las inspecciones
periódicas a que son sometidas. Recientemente, sin embargo, ha aparecido una nueva
fuente de riesgo: la posibilidad de ataques terroristas, que obliga a las terminales a montar
mecanismos de seguridad contra agresiones provenientes del exterior.
Adecuación del contenido calórico
Cuando se establece un sistema de provisión de GNL mediante contratos de largo plazo, se
adecuan las especificaciones del gas importado con las imperantes en la red del país
receptor. En este proceso, además de los contaminantes, es clave el balanceo de los poderes
caloríficos del gas importado y del doméstico. Sin embargo, cuando se compra GNL
mediante operaciones spot, se corre el riesgo de que el gas que llega no tenga un poder
calorífico compatible con la norma imperante en el país de destino.
Como el poder calorífico define el precio del energético (en realidad, lo que se venden son
calorías) y además muchos procesos y equipos industriales sólo aceptan quemar un
combustible en especificación, las terminales que aceptan gas de distintas procedencias
deben estar preparadas para efectuar dicho balanceo in situ. Si el gas del cargamento tiene
por ejemplo 10.200 Kcal/m3 en lugar de las 9.600 Kcal/m3 que exige la norma del país,
será necesario inyectarle por ejemplo nitrógeno para “diluir” su poder calorífico, llevándolo
a norma. A la inversa, si el contenido calórico del gas importado es menor que el definido
por la norma, la terminal debe estar preparada para inyectar alguno de los condensables del
petróleo (propano, por ejemplo) para elevar el poder calorífico de aquél a fin de ajustarlo a
la especificación imperante.
Cualquiera sea el caso, sea mediante las soluciones simples antes explicadas o mediante
instalaciones de fraccionamiento, resulta claro que este factor conspira contra la elección
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irrestricta de las fuentes de provisión, favoreciendo los circuitos cerrados y estables de
GNL de un solo origen.
Estructura del mercado
Dado que la cadena normal del GNL se compone de tres elementos: licuefacción, transporte
marítimo y recepción/regasificación, coexisten hoy en el mundo las siguientes estructuras:
•
Cadena cautiva: en este caso una sola corporación o grupo económico internacional
posee una posición accionaria dominante en los tres elementos de la cadena, ya sea
por haber asumido las inversiones originales con tal propósito en mente o por medio
de adquisiciones posteriores a la puesta en marcha de algunos elementos de la misma.
Como es evidente, esta figura no requiere de contratos y asegura la máxima
estabilidad en los intercambios. En general, una cadena de este tipo se arma desde el
país de destino hacia el país productor, buscando seguridad de abastecimiento. En la
actualidad, un 12% de las transacciones de GNL en el mundo se realizan de este
modo.
•
Cadena semi-cautiva: la situación más usual dentro de esta categoría es la de la
empresa que opera una o varias terminales receptoras de GNL y que desea eliminar el
riesgo del charteo o contratación de buques metaneros de armadores terceros,
armando su propia estructura de transporte. Si bien esta solución implica mayores
inversiones, permite en general abaratar sus costos y, sobre todo, contar con un
elemento confiable de referencia con respecto de los costos operativos de un navío de
este tipo, frente a los fletes imperantes en el mercado. Los registros recientes
muestran que un 23% de las transacciones de GNL que se realizan en el mundo
pertenecen a este modelo.
•
Cadena abierta: es el esquema de intercambio más usual, en el cual los tres elementos
de la cadena pertenecen a distintos dueños y están ligadas por medio de contratos. La
flexibilidad y el poder de negociación que brinda este modelo se complementa con la
dispersión de las inversiones, pero a su vez se contrapesa con el grado de riesgo que
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implica un tejido de relaciones comerciales menos estables. En líneas generales,
puede decirse que es el preferido porque da lugar a un cierto grado de competencia en
el transporte marítimo, aunque no en la relación productor/tomador, que como se verá
a continuación, está signada por la necesidad de contar con una fuente confiable de
abastecimiento que justifique las enormes inversiones a realizar en las dos puntas de
la cadena. Un 65% de los intercambios de GNL que hoy se realizan en el mundo
responden a este modelo.
Contratos
Un contrato típico de compraventa de gas natural contiene 4 elementos básicos:
especificación de calidad del gas comprado, precio, volumen y punto de entrega y duración
del acuerdo. Veamos cómo se aplica esta fórmula usual en las compras de GNL.
•
Ya hemos visto cómo debe el receptor especificar la calidad del gas comprado para
ajustarse a la especificación imperante en la red de distribución a la cual va a inyectar
dicho gas. En todos los contratos se agrega una cláusula que establece penalidades
para el vendedor si sus embarques se apartan de la calidad especificada. Como el
control de calidad se realiza cuando el embarque llega, algunos contratos llegan a la
devolución lisa y llana del producto con flete a cargo del vendedor si el nivel de
impurezas o el poder calorífico del gas a recibir supera ampliamente las tolerancias
fijadas.
•
Siguiendo la costumbre internacional, consistente en fijar los precios del gas natural
en US$/MMBtu, los precios del GNL en los contratos también se establecen usando
esta unidad. Como dichos precios están siempre ligados (benchmarked) a los de los
combustibles líquidos que sustituyen y éstos responden al precio internacional del
petróleo como un commodity, los contratos de GNL generalmente incluyen cláusulas
de reajuste periódico con fórmulas polinómicas que ligan el precio del gas a una
canasta de combustibles (crudo, fuel-oil, gas-oil, heating oil, etc.) en distintas
proporciones. Otras veces se utiliza una “cláusula gatillo” (trigger clause) que dispara
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un cambio de precio cada vez que la resultante de la canasta varía en más de un
determinado porcentaje.
•
Hablar de volúmenes en GNL es hablar de la regularidad que requiere el operador de
una planta de licuefacción, que es similar a la del operador de un yacimiento gasífero.
Es por ello que, al igual que en las compras de gas en boca de pozo, el emisor de GNL
trata cuando puede de imponer las condiciones “take-or-pay” a sus contratos de
suministro, con sus habituales penalidades por incumplimiento de los volúmenes
pactados y con los mismos mecanismos de compensación que permiten al comprador
balancear en el tiempo los volúmenes no tomados. En la jerga del GNL, estas
condiciones están contenidas en los llamados SPA (Sales and Purchase Agreement),
que pueden llegar a contener “cláusulas de destino” orientadas a evitar que el
comprador revenda a terceros un embarque comprometido.
En cuanto a punto de entrega, el típico contrato de GNL establece dos condiciones
clásicas: la entrega f.o.b, es decir en terminal de embarque y la entrega c.i.f, es decir,
con seguro y flete incluido. Demás está decir que, por las características del mercado
explicadas en el punto anterior, la modalidad f.o.b es la preponderante.
•
Finalmente, cabe mencionar que la duración típica de los contratos de abastecimiento
de GNL, que era originalmente de 20 años o más para asegurar estabilidad al
intercambio y garantizar el repago de las costosas instalaciones del sistema, ha ido
acortándose sensiblemente, especialmente en los casos de terminales situadas en
países sujetos a un fuerte régimen de oscilaciones de consumo invierno/verano. Es
ususal en estos casos que la demanda “base” se cubra con los contratos de larga
duración, mientras que los “picos” de invierno se satisfagan mediante contratos de 3 o
5 años.
Al analizar los tipos de contratos imperantes en el mundo del GNL, es necesario distinguir
dos cuencas, la del Atlántico y la del Pacífico. Los grandes importadores de gas del área del
Pacífico son casi totalmente dependientes del abastecimiento bajo la forma de GNL,
mientras que los compradores del Atlántico poseen cierta producción doméstica y
abastecimiento regional por gasoducto, de manera que le dan al GNL un rol
complementario. Eso no quiere decir que ambos no requieran de un abastecimiento regular
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para amortizar sus terminales de regasificación, pero es evidente que la dependencia antes
mencionada empuja a los importadores asiáticos (Japón, Corea y ahora China) a establecer
acuerdos de más largo plazo y que exijan muchas más garantías a los vendedores, aún a
costa de un precio relativamente mayor.
El típico contrato de los distribuidores japoneses incluía un compromiso de compra de
GNL por 20 años, una cuidadosa planificación de los embarques, garantías del vendedor en
el sentido que haría las inversiones necesarias para mantener el flujo pactado, todo esto a
cambio de un precio relativamente elevado. Sin embargo, a fines de los 90 los compradores
japoneses comenzaron a explorar nuevas fuentes de abastecimiento (Malasia y Qatar, por
ejemplo) y descubrieron que la competencia entre oferentes permitía reducir los precios y
los plazos de los contratos. Ello los empujó a forzar a los demás abastecedores del área
(Indonesia y Australia), en el momento de negociar prórrogas de los contratos originales, a
bajar también sus precios y sus plazos, a flexibilizar las exigencias de sus SPA, a ajustar los
precios con mayor frecuencia y a introducir además novedosas fórmulas tales como la
“cláusula de dos tramos” que separa, en un mismo contrato, las condiciones para cubrir la
demanda “base” de la demanda “pico”.
En el área del Atlántico, por el contrario, la flexibilización de precios y de condiciones que
se inició a mediados de los 90 fue mucho más generalizada, de manera que contratos de
mediano plazo (3 a 5 años) son comunes hoy en día. Esto sucedió al amparo de la mayor
agresividad de los proveedores terrestres, en particular Rusia, que ofrecían cada vez más y
mejor abastecimiento de gas por gasoducto, lo cual forzó a los tradicionales vendedores de
GNL a Europa a aceptar condiciones más flexibles, especialmente una mayor frecuencia en
los reajustes de precio. Se calcula que un 19% de los contratos de esta área son de mediano
plazo, contra un 11% a nivel mundial.
Otro fenómeno relativamente reciente ha sido la ola de inversiones de los países
importadores y de las grandes corporaciones petroleras en el upstream, es decir, en
terminales de liquefacción en países productores. Esta tendencia se manifiesta no sólo en la
construcción de nuevas terminales sino principalmente en la toma de posiciones accionarias
en terminales exportadoras existentes. La razón es obvia, ante la flexibilización de los
contratos –y en especial de los plazos de vigencia- la única manera de asegurar continuidad
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de suministro para cubrir compromisos y recuperar inversiones en los países importadores
es tener pie firme en las terminales exportadoras.
Siempre dentro del esquema contractual tradicional, también comienza a emerger un
universo de contratos de corto plazo, es decir 1 año o menos de vigencia. Esta modalidad,
que no pasaba del 1% de los contratos de GNL en 1992, alcanzó el 8% en 2002, con 8,4
millones de toneladas de GNL vendidas de esta manera y se pronostica que llegará al 15%
en 2009. Los países exportadores que más han adherido a este formato han sido Algeria,
Qatar y Trinidad Tobago entre los exportadores y España y los EE.UU. entre los
importadores.
Finalmente, cabe mencionar el mercado spot de GNL, que se define como la compraventa
de cargamentos individuales sin un patrón definido. Diferentes factores contribuyen a
alentarlo, entre los que cabe mencionar la existencia de capacidad de liquefacción ociosa,
un súbito aumento de la demanda de invierno en un país importador, la ruptura temporaria
de una cadena de abastecimiento de GNL por desperfectos técnicos o fenómenos
climáticos, etc. Lo cierto es que se han establecido redes de contactos entre productores,
importadores y brokers que facilitan la concreción de estos negocios, modalidades de
negociación rápidas que incluyen el redireccionamiento de cargamentos hacia otros
destinos que los originalmente pactados, el acuerdo de precios y condiciones de entrega por
simple intercambio de correo electrónico, así como la compensación por mayores fletes si
el cargamento es derivado hacia un nuevo destino.
En la cuenca del Atlántico, que no depende tanto de los acuerdos de largo plazo, han
comenzado a aparecer importadores dispuestos a garantizar la compra de una serie de
cargamentos spot en un año, aunque negociando las condiciones uno a uno. Si bien en
general estos embarques están destinados a sostener los picos de demanda de invierno,
claramente demuestran la preocupación básica del importador: obtener alguna seguridad de
suministro aún en condiciones flexibles de competencia.
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El financiamiento de los proyectos de GNL
Como en otros campos de la energía, el financiamiento de los proyectos de GNL está
asociado a la percepción de riesgo que este negocio le genera al ente financiero.
Analicemos rápidamente las distintas facetas que presenta este problema:
•
La tecnología actual del GNL ha sido ampliamente probada en todas sus fases y no se
observan fallas de funcionamiento que hayan conducido al cierre de instalaciones ni
accidentes graves que hayan motivado la clausura de plantas por razones de
seguridad. El lanzamiento al mercado de unidades cada vez más grandes –trenes de
licuefacción de mayor capacidad y buques de mayor tonelaje- es sin embargo un
factor de riesgo que los bancos investigan seriamente.
•
Los patrocinadores de proyectos de GNL han sido casi siempre empresas públicas
nacionales o corporaciones internacionales privadas que exhiben un saludable record
de experiencia en negocios energéticos y solidez financiera. Una consecuencia de esto
es que poseen yacimientos
propios o saben cómo negociar contratos de
abastecimiento de gas, especialmente los provenientes de reservas remotas, lo que les
asegura un bajo precio de partida. En el otro extremo de la cadena, operan
habitualmente en mercados maduros de gas o son distribuidores (caso de Japón), con
lo cual no tienen restricciones para regasificar e inyectar su GNL es sus propios
mercados consumidores.
•
Por otra parte, al establecer una relación comercial, los jugadores de uno y otro lado
del mar (y por ende los bancos) estudian detenidamente la solidez crediticia de las
demás miembros de la cadena que intentan formar, buscando prevenir dificultades por
demoras en los pagos de sus insumos y costos. En este campo, resulta fundamental la
solidez crediticia del importador de GNL, que es el que afronta las mayores
erogaciones (fletes y compra de gas). La categoría de las empresas que afrontan estos
proyectos satisface también a los bancos, cuando éstos someten a los tomadores de
préstamos para la construcción de plantas y buques a un minucioso examen crediticio
antes de concederlos.
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•
El riesgo por oscilaciones en los volúmenes de gas comprados está bien amparado por
las clásicas penalidades de los contratos take-or-pay en el caso del exportador. El
importador, a su vez, se protege de las oscilaciones mediante un buen esquema de
acceso a la red de distribución de gas de su zona de influencia.
•
El riesgo de oscilaciones en el precio está cubierto mediante los sistemas de
indexación o de ajuste periódico ligados al precio de una canasta de energéticos a los
cuales el GNL sustituye. La denominada “curva S”, que protege a los compradores de
GNL de los precios excesivamente altos y a los vendedores de los anormalmente
bajos, es ampliamente usada en los acuerdos de largo plazo para impedir que la
volatilidad de los precios internacionales del petróleo o sus derivados afecte
sustancialmente la viabilidad de los mismos. Los que apuestan al mercado spot están
dispuestos a convivir con una mayor volatilidad y cuentan con algún reaseguro –
generalmente capacidad de almacenaje en exceso- para resistir durante los períodos de
precios altos.
Desde el punto de vista de la viabilidad financiera, los tipos de riesgo más críticos son las
oscilaciones de precio y la configuración del mercado. Por eso se dedica mucho tiempo y
esfuerzo a estudiar el comportamiento probable de los precios en el mercado de destino y a
analizar la solidez de las reservas de gas del exportador, así como el acceso del importador
a su red de distribución. Los bancos o instituciones multilaterales de crédito que financian
estas operaciones ponen mucho énfasis en la presentación de pruebas fehacientes por parte
de los solicitantes, en el sentido de que los mencionados factores de riesgo han sido
satisfactoriamente evaluados.
Armado de la cadena del GNL
El GNL, como cadena energética, y similarmente con lo que sucede con el petróleo, puede
ser armada desde cualquiera de sus extremos.
Si se la concibe desde la visión del exportador que ya se ha asegurado reservas de gas
suficientes, el problema consiste en identificar posibles mercados receptores, que por sus
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condiciones de distancia, modalidad de recepción y posibilidad de insertar el GNL
importado en su mercado energético interno, sean aptos para conformar un vínculo
permanente.
Si, en cambio, es el importador quien considera la posibilidad de introducir gas bajo la
forma de GNL en su mercado, debe explorar posibles fuentes de aprovisionamiento que,
por sus precios f.o.b. y los respectivos fletes, le permitan penetrar con GNL regasificado en
su propia red de distribución bajo condiciones económicamente favorables.
Finalmente, no debe descartarse el caso de la corporación internacional que opera en
muchos países y que, consecuentemente, puede armar la cadena por sus propios medios –
inclusive con buques propios-, ya que posee reservas y posiciones de mercado en distintos
países ubicados estratégicamente y con posibilidades de armar una cadena de GNL
económicamente viable.
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