ECONOMIA DEL GNL Viabilidad económica de los proyectos de GNL Según se mire la cadena de valor del GNL, se deberán aplicar dos criterios distintos para determinar la factibilidad económica de un proyecto. En efecto, si se mira desde la perspectiva del país productor, es necesario buscar mercados que admitan un precio que compense los costos totales de la cadena, mientras que se analiza desde el punto de vista del importador, es necesario buscar a un productor que esté dispuesto a vender GNL a un precio tal, que sumado a los costos del resto de la cadena permitan competir localmente con gas de otros orígenes o con los combustibles líquidos que substituye. Como en todo proyecto gasífero, el principio del net-back, o sea la técnica de sustracción de los costos incrementales de la cadena para llegar al precio de origen, se aplica también en el caso de los proyectos de GNL. Por ejemplo, si un distribuidor de un país desea importar GNL para suplir una demanda que no puede cubrir con gas doméstico o importado por gasoducto desde la región, debe buscar a un productor que le venda GNL en condición f.o.b a un precio tal que, agregándole el costo de transporte marítimo, el costo de regasificación e inyección a la red local, resulte un precio total que sea compatible con el precio corriente del gas de otros orígenes que se consume en ese momento. De igual manera, si un productor de GNL intenta penetrar en un mercado nuevo que ofrece una señal de precio para el gas ligado al del fuel oil sustituto, deberá sustraer de tal precio de sustitución los costos de regasificación y de transporte marítimo para ver si el precio f.o.b. resultante al cual tendría que vender su GNL permite, como mínimo, el repago de su inversión y el recupero de sus gastos operativos. Por supuesto que estos ejemplos son simplificaciones de un problema más complejo, pero sirven para comprender el razonamiento básico a aplicar para determinar la viabilidad económica de una cadena estable de GNL. Aspectos tales como: suministro de base o suministro para cubrir los picos de demanda (con dos niveles de precios distintos) o la introducción de cierta dosis de flexibilidad en los contratos de suministro 49 (con el consiguiente abaratamiento, a costa de mayor riesgo), son factores que complican la ecuación económica, como se verá más adelante. Cómo razonan los distintos actores para determinar la viabilidad primaria de un proyecto de GNL? Si llamamos P a los precios de mercado; C a los costos de las etapas y ROI a la tasa de retorno sobre la inversión: 1. El productor calcula de la siguiente manera: P gas en la red país receptor – C recepción y regasificación – - C transporte marítimo – C transporte gas desde yacimiento – - P gas en boca de pozo = Margen para cubrir costo licuefacción Este margen debe ser mayor que la suma de: P GNL que arroje un ROI aceptable + C de operación y mantenimiento de la planta de licuefacción. 2. El importador calcula de la siguiente manera: - P gas en el país receptor – P f.o.b. del GNL ofrecido por el exportador – C transporte marítimo = Margen para recepción y regasificación Este margen debe ser mayor que la suma de: C recepción y regasificación que arroje un ROI aceptable + C de operación y mantenimiento de la terminal receptora. Obsérvese que en ambos casos el actor, que es propietario de instalaciones en la cadena, aplica técnicas de costeo sólo en el segmento que domina (porque conoce la inversión realizada, las expectativas de retorno de sus accionistas y sus propios costos de operación y mantenimiento), pero se contenta con aplicar precios cotizados ( precios de gas en boca de pozo, tarifas de transporte, fletes marítimos, etc.) en los segmentos de la cadena que no domina. Una vez hecha la corrida de base descripta anteriormente, se pueden efectuar tanteos con volúmenes mayores de gas transportado y procesado, siempre sin salir de la banda 50 que impone el mercado o sin que signifique un sacrificio de precio, ya que todo aumento del volumen de gas importado o exportado bajo la forma de GNL mejora los resultados y acorta el período de repago de las inversiones de un proyecto, por simple efecto de economías de escala. Si con alguna de las alternativas se logra viabilizar el proyecto frente a los límites de precios existentes en el otro extremo de la cadena sin aumentar sensiblemente los riesgos, el mismo habrá pasado la prueba inicial y estará listo para un análisis de detalle. Inversiones La industria del gas se caracteriza por la cuantía de las inversiones en infraestructura que requiere, a diferencia de otros energéticos sólidos o líquidos que son fácilmente almacenables y transportables sin mayor riesgo de pérdida. El hecho de que el gas natural debe ser captado en boca de pozo y transportado en forma canalizada hasta la hornalla del consumidor, ha sido, junto con la falta de mercados, el obstáculo que frenó durante años su desarrollo a nivel mundial. A primera vista, el GNL parecería no compartir esa dificultad, ya que se transporta en forma líquida por mar como el petróleo, sin la restricción del caño fijo. Pero el hecho de que debe licuarse y almacenarse en condiciones criogénicas y no a la temperatura y presión ambientes, lo convierte en un producto de manejo difícil, sujeto a estrictas normas de seguridad. En consecuencia, la inversión requerida para armar una cadena de GNL no es menor. No obstante, se observa una constante reducción de los costos de capital en todos los segmentos de la cadena, tanto por efectos de la mejoras de tecnología, por el aumento de las capacidades nominales, cuanto por causa de la competencia creciente entre proveedores de tecnología y de equipos, astilleros, etc. En efecto, las plantas de licuefacción han visto reducido su costo de capital por unidad de producción en un 25% en los últimos 10 años, los buques metaneros en un 35% en igual período y las terminales de recepción y regasificación en un 20% en el mismo lapso. Los valores indicativos que hoy se usan para las instalaciones terrestres –los buques metaneros no son alcanzados por esta restricción- están sujetos a fuerte variación en función de su lugar de emplazamiento. No es lo mismo construir una planta de 51 licuefacción en Noruega que en Nigeria, por ejemplo, ya que la disponibilidad de ingenieros, técnicos montadores, talleres metalúrgicos, servicios de logística y personal entrenado es completamente distinta en ambos emplazamientos, y ello se refleja en los costos. Tampoco es igual construir una planta de licuefacción o una terminal de recepción en las cercanías de un puerto existente que hacerlo en un lugar apartado de la costa. Otro tanto sucede con el emplazamiento de ambas plantas en tierra o sobre barcazas fuera de la costa, por razones de seguridad. Lo dicho vale a modo de ejemplo para comprender que los valores indicativos de las instalaciones de GNL son sólo promedios que pueden estar sujetos a fuertes variaciones en función de las particulares condiciones de cada proyecto. Sujeto a las advertencias antes mencionadas, los valores indicativos de inversión que hoy se observan para cada segmento de la cadena son los siguientes: Licuefacción A los valores a los que ha llegado en la actualidad la inversión en plantas de licuefacción “grassroots”, es decir construídas desde cero, puede calcularse que una instalación con capacidad para producir 8,2 millones de toneladas métricas de GNL por año cuesta entre 1,5 y 2,0 miles de millones de US$. De la cifra precedente, un 50% se destina a ingeniería, construcción y montaje, un 30% a equipos y el 20% restante a materiales. Cabe mencionar, para conocer el orden de magnitud de su impacto en una red, que esta capacidad equivale a 31,5 millones de m3/día, es decir, se trata de una planta grande. El ejemplo precedente es válido cuando se dimensiona una planta de licuefacción para abastecer mercados existentes muy grandes o para cubrir varios destinos distintos. En cambio, cuando se arma una cadena de GNL para abrir un mercado nuevo o para cubrir un déficit incipiente en un mercado chico, es necesario pensar en una planta de menor tamaño, eventualmente preparada para futuras expansiones. 52 En ese orden de ideas, una planta de la mitad de capacidad que la anterior, o sea 4,0 MM t/año, por efectos de la curva de economía de escala cuesta del orden de los 950.000 US$, o sea más de la mitad de aquélla. En términos generales, para plantas de licuefacción completas que no presenten grandes dificultades de emplazamiento ni costosos muelles, canales o infraestructura portuaria, un índice de inversión unitaria de 210 a 240 US$/t año de capacidad de licuefacción puede considerarse indicativa a los valores actuales. Transporte marítimo Salvo en los casos en los que limitaciones de calado o capacidad de amarre exijan el empleo de buques de menor porte, la tendencia actual es a aumentar el tonelaje de los buques metaneros para disminuir la inversión unitaria y repartir mejor los costos operativos. Si bien hay hoy buques con capacidades superiores a los 200.000 m3 de GNL en los tableros de diseño de varios ingenieros navales, la capacidad media actual es de 130.000 m3. Para construir un buque a membrana de dicha capacidad es necesario invertir del orden de 160 millones de US$, o sea a razón de 1.330 US$ por m3 de capacidad de transporte de GNL. Recepción y regasificación Este es el segmento de la cadena del GNL que presenta las mayores variaciones en cuanto a inversión por unidad de capacidad, particularmente por la alta incidencia que tienen la complejidad de la terminal marítima de recepción y las disposiciones de seguridad que se le apliquen. Dejando de lado estos dos aspectos críticos –que pueden llegar a duplicar la inversión requerida- una típica planta de recepción y regasificación con una capacidad para inyectar entre 14,8 y 16,9 MM m3/día de gas natural en la red cuesta entre 300 y 400 millones de US$, lo cual arroja un índice promedio para este rango de capacidades de entre 20 y 24 US$ por m3/día de inyección. 53 Es claro que la curva de economía de escala funciona a mayores capacidades reduciendo el índice. Por ejemplo, las últimas terminales construídas en los EE.UU., que cuentan con capacidades de regasificación del orden de los 28 MM m3/día, han costado en promedio unos 500 millones de US$, lo cual reduce el índice de inversión a sólo 18 US$/m3 día de capacidad. Costos y precios En el capítulo correspondiente a mercados se han mostrado las diferencias que existen entre las tres grandes regiones importadores de GNL: Norte América, Europa y Pacífico. Dichas particularidades se reflejan también en los niveles de precio que pagan los importadores en los tres mercados. En Europa, los precios de GNL han estado tradicionalmente ligados a los combustibles que sustituyen, particularmente el fuel oil con bajo contenido de azufre, si bien los volúmenes crecientes de gas natural por gasoducto desde Rusia han comenzado a actuar también como referentes de precio. En dicho campo, Argelia ha conquistado una posición de abastecedor tradicional en la zona del Mediterráneo –con un reducido costo de transporte- si bien los embarques de GNL de Medio Oriente a través del Canal de Suez comienzan a amenazar dicha supremacía. En EE.UU., los precios que se pagan por GNL importado en la Costa Este o en el Golfo de México responden a los precios promedio de gas natural doméstico o canadiense para los contratos de largo plazo, mientras que para las compras spot se utiliza la referencia diaria del Henry Hub, punto formador de precios de gas en el Golfo. La alta volatilidad de precios de gas que ostenta el mercado americano representa un factor de riesgo para los importadores de GNL que no tiene paralelo en el mundo. Un ejemplo palpable de ello ha sido el comportamiento de los futuros de gas natural en el Nymex, que muestran oscilaciones de precio de 50 a 60% por encima de los valores anuales promedio durante las temporadas invernales 2004-5 y 2005-6 Finalmente, la característica de mercados cautivos que tienen Japón y Corea respecto del gas y la existencia de vínculos estables y de largo plazo con abastecedores tradicionales como Indonesia, Malasia y Australia ha resultado que la zona del Pacífico 54 tenga los precios más altos del mundo. Sólo la aparición reciente de una agresiva competencia del Medio Oriente (Qatar y Emiratos) está induciendo a un cambio en las reglas de mercado de la zona, con una reducción general de los plazos de los contratos y la aparición de las primeras compras spot con carácter experimental. Entrando en el detalle de los precios prevalecientes en el mundo para cada uno de los precios que conforman la cadena de valor del GNL, examinemos cada uno de ellos: Precios de gas en boca de pozo En la mayoría de los casos, el yacimiento gasífero que abastece a la planta de licuefacción exportadora es un campo de producción remoto y frecuentemente costa afuera, cuyas reglas de formación de precios no siguen los patrones usuales que imperan en los países exportadores que exportan gas natural por gasoducto. En su afán por monetizar reservas de gas que de otra manera no tendrían destino, el operador del yacimiento cercano a la planta de GNL está dispuesto a que el precio al que vende su gas sirva de variable de ajuste para permitir la concreción del negocio en su fase inicial. Así vemos en el mundo precios de gas en boca de pozo del orden de 0,40 y 0,60 US$/MMBtu para licuefación, cuando lo usual hoy sean precios mucho más elevados, en la vecindad de 2 o 2,50 US$/MMBtu para exportación por gasoducto. Lo que ocurre habitualmente es que el operador del yacimiento comienza a presionar para obtener un mejor precio para su gas cuando el negocio se ha afianzado y se planea la primera expansión de la planta de licuefacción. Esta situación no se plantea cuando el yacimiento pertenece al mismo grupo económico que ha financiado la planta de licuefacción –lo cual ocurre a menudo- pero de igual manera impera el afán por incrementar el precio del gas en boca de pozo para ponerlo en línea con la tendencia internacional. Un tema vinculado es el costo del transporte desde el yacimiento hasta la planta de GNL. Como en general esta última ha sido emplazada en un lugar costero cercano a aquél, los trayectos son cortos y no inciden demasiado sobre el precio del gas entregado en la planta. Ejemplo de ello son los casos de Trinidad Tobago y de Nigeria, con yacimientos costa afuera y tramos de gasoducto submarino que 55 abastecen a sus respectivas plantas que no superan los 30 Km. Como cifra indicativa, puede estimarse que la conexión yacimiento-planta no excede los 0,50 US$/MMBtu. Licuefacción Con excepción del transporte marítimo, cuyo precio fluctúa en función de la distancia, el costo de licuefacción es el que más incide en la cadena de valor del GNL. La complejidad del proceso, el alto requerimiento de energía para licuar el gas natural y la infraestructura portuaria requerida son factores que tienden a encarecer el mismo. Ya se ha han mencionado, al hablar de inversiones, variables tales como la cercanía de un puerto existente o la diferencia entre una planta “grasroots” o una expansión, etc., inciden para subir o bajar el costo al que opera una planta. Asimismo, como en toda instalación de alto costo, juega el factor de carga a la que funciona, o sea el cociente entre ocupación promedio y la capacidad de diseño, lo cual está ligado al régimen de entregas que ha logrado contratar. Como valor indicativo, puede estimarse que un costo que oscile entre 1,0 y 1,15 US$/MMBtu es razonable para calcular la factibilidad de un negocio en primera instancia. Transporte marítimo En este caso también se registran importantes diferencias de precio según se consideren casos de buques viejos de pequeño porte contra modernos supermetaneros de cerca de 200.000 m3 de GNML de capacidad o regímenes de charteo de largo plazo contra entregas spot a menudo fuera de la ruta habitual del buque. En tren de definir una fórmula para establecer costos unitarios de transporte marítimo para buques de 138.000 m3 GNL de capacidad –promedio actual en el mundo- que pueden navegar a razón de 18/20 nudos en mar abierto (cubriendo unos 700 Km/día), puede estimarse un coeficiente de 0,15 $/MMBtu por cada 1.000 Km 56 de recorrido. Este precio unitario en función de distancia se ajusta bastante bien a los valores actuales de charteo imperantes en el mundo, que oscilan entre los 70 a 100.000 US$/día para un buque promedio como el mencionado más arriba. Recepción / regasificación Las mismas consideraciones que las aplicadas al caso de licuefacción son válidas para este caso. La ubicación costera de la terminal, el régimen al cual opera – inyección de base constante o para cubrir los picos diarios de demanda de la red-, la capacidad nominal de regasificación que tiene, etc., son factores que inciden en el costo unitario de este segmento del negocio. Afortunadamente la menor complejidad del proceso contribuye a reducir la inversión en límites de batería de la planta, de manera que puede estimarse un valor promedio de 0,40 US$/MMBtu para este tramo, siempre que no haya extra-costos de infraestructura portuaria o requisitos extraordinarios de seguridad que la afecten. Cabe señalar que no siempre la localización de la terminal coincide con el punto formador de precios de la red adyacente o el “city –gate” de la zona de distribución al cual inyecta su gas, con lo cual es necesario tener en cuenta un costo adicional de transporte que es habitualmente absorbido por el distribuidor que compra el mismo, siempre que sea reducido. Factores de riesgo Cabe preguntarse: una vez establecida una cadena de GNL siguiendo las premisas antes descriptas y tomando los recaudos normales, cuáles son los factores de riesgo que pueden afectar al negocio? Siguiendo los lineamientos clásicos de teoría económica, dichos factores –una vez identificados y dimensionados- inciden en la tasa de retorno que los diversos actores de la cadena de valor del GNL aplicará para justificar su inversión. Examinemos los principales, sin que el orden en que están enumerados signifique precedencia o habitualidad. 57 Reservas de gas En casi todos los casos, las plantas de licuefacción han sido construidas para dar salida al mercado, de gas proveniente de yacimientos a menudo remotos y frecuentemente ubicados costa afuera. Se registran pocos casos de plantas ligadas a redes de gasoductos domésticos en el país exportador que permitirían abastecerlas desde varios yacimientos alternativos. Por lo tanto, la constatación de reservas probadas en el reservorio que alimenta a la planta es crítico, al punto que constituye uno de los elementos de prueba fundamentales para concertar acuerdos de exportación de largo plazo. Sin embargo, el éxito de un proyecto exportador de GNL a menudo induce a encarar expansiones sucesivas de la planta de licuefacción –nuevos trenes en paralelo- que tienen la ventaja de reducir el costo unitario por efectos del aprovechamiento de la infraestructura montada al inicio, lo cual no siempre va acompañado por estudios geológicos serios destinados a verificar si el yacimiento alimentador está en condiciones de suplir los mayores volúmenes requeridos. Si una expansión frustrada por esta causa está sólo destinada a colocar GNL en el mercado spot o de muy corto plazo, entonces el efecto de lucro cesante sólo recae sobre el exportador. Pero si la misma es parte de un acuerdo de largo plazo con un país importador que depende de este abastecimiento y no puede conseguir fácilmente sustituirlo, entonces el perjuicio se extiende hasta este último. Tecnología La apremiante necesidad de reducir costos para poder competir en los mercados mundiales impulsa a los promotores de proyectos de GNL a contratar diseños aún no probados que contienen innovaciones para ahorrar gastos o bien, simplemente a encargar plantas más allá de los rangos usuales de capacidad El empleo de tecnologías no probadas o de capacidades fuera del los módulos normales, junto con la existencia de fallas ocultas de diseño, defectos constructivos 58 y de montaje, constituyen las principales causas de parada que pueden afectar la ecuación económica del negocio. Es difícil que estas deficiencias se prolonguen por mucho tiempo, debido a que los contratos de diseño y construcción incluyen habitualmente cláusulas de garantía con fuertes penalidades para los contratistas, que contribuyen a su rápida corrección. Más graves son las deficiencias crónicas tales como el excesivo uso de energía o la imposibilidad de alcanzar la capacidad nominal de diseño de una planta. Cualquiera sea la gravedad del defecto, estas fallas pueden ser causal de penalidades por incumplimiento en los volúmenes contratados, hasta la rescisión lisa y llana de un contrato de abastecimiento, con las consiguientes consecuencias económicas para el promotor del proyecto. Volatilidad de precios de destino El productor de GNL busca con ahinco los contratos de largo plazo que le dan garantía de continuidad de suministro, condición fundamental para repagar los préstamos a que ha suscripto y para recuperar su capital. Pero ellos casi siempre contienen cláusulas de reajuste periódico de precios de GNL en función del comportamiento de los precios de otros combustibles sustitutos o del gas natural que el país de destino consume. Cuando en dicho país de destino rigen condiciones de relativa estabilidad en los precios de los energéticos o cuando el respectivo gobierno interviene para estabilizarlos o aunque sea para evitar oscilaciones bruscas de los mismos, el productor de GNL encuentra el margen necesario en su propia ecuación económica o puede recurrir al contrato “back-to-back” con su abastecedor local de gas (que automáticamente corrige el precio del gas en boca de pozo del cual se surte, ante una variación en el mercado de destino). Pero cuando el comportamiento de los precios de la energía en el país de destino responde a las reglas puras del mercado –como ocurre en los EE.UU.-, al productor de GNL le resulta muy difícil acomodarse a las oscilaciones estacionales que tienen lugar. 59 Por un lado, el importador se cubre acortando los plazos de sus contratos y, si elige colocar embarques en condición spot, debe anticipar los momentos de calma para intentarlo. Una situación como la descripta da lugar a que el productor de GNL no recupere sus costos en forma permanente, lo cual pone nerviosos a sus accionistas al ver que el capital invertido no se recupera el ritmo previsto. Si bien el riesgo por volatilidad de precios puede ser evaluado mediante un cuidadoso análisis del comportamiento de los mercados de destino, la incertidumbre global acerca del precio del barril de petróleo, que arrastra en última instancia a todos los demás energéticos, convierte a este factor en uno de los más difíciles de justipreciar. Transacciones de corto plazo Como se ha mencionado antes, la mayoría de las transacciones con GNL que hoy se realizan en el mundo responden a contratos de largo plazo, los cuales procuran amarrar a todos los segmentos de la cadena en el compromiso de suministrar los bienes y servicios necesarios para garantizar un vínculo estable. La magnitud de las inversiones fijas que son requeridas para montar una cadena de GNL exige de hecho para concretarlas la mayor estabilidad posible y los mayores plazos en la relación comercial. Pero la creciente competencia, la existencia de reservas de gas en ubicaciones remotas sin otra salida a los mercados que a través de GNL, han impulsado a las grandes corporaciones internacionales a encarar proyectos que se apoyan sólo parcialmente en la clásica ecuación comercial de largo plazo. Incursionar en el mercado de corto plazo se ha convertido recientemente en un ejercicio provechoso, al amparo de los medios de información globalizados y de recursos humanos especialmente entrenados para evaluar riesgos y tomar decisiones rápidas. Así, embarques contratados en condición spot sirven para cubrir picos de demanda de gas en el país de destino o para llenar huecos de producción en plantas de licuefacción que operan a un bajo factor de carga. Para los operadores en ambos extremos de la cadena, los precios a los que dichos embarques se transan son 60 marginales y, en tal condición, sirven para mejorar sus respectivos flujos de fondos o también como indicadores de tendencia a nivel mundial. Puede argumentarse que la existencia de transacciones de corto plazo no en sí un factor de riesgo para un negocio de GNL porque entrar en este mercado es producto de una decisión voluntaria. Pero la realidad demuestra que más y más operadores de GNL a nivel mundial están entrando en él por necesidad o conveniencia, y están pagando el precio del aprendizaje respectivo. Lo dicho sirve para justificar que, a la hora de evaluar un futuro negocio de GNL, se preste atención a esta variable y se aplique un factor de riesgo –aunque sea simbólico- a su probable ocurrencia. 61