Hacia una nueva política

Para la mayoría de los países que tienen una industria de gas natural en desarrollo, es de suma importancia analizar los temas de costos, beneficios, precios y planificación de la explotación gasífera. Aunque es necesario analizar cada uno de ellos individualmente, es de gran importancia reconocer sus vínculos inherentes.

Hay que comenzar por definir y analizar la información de demanda y suministro corrientes y proyectados. Con ella se hace posible estimar el precio económico del gas en el periodo en consideración. El precio económico —o costo de oportunidad— es un parámetro clave para evaluar proyectos individuales de desarrollo de gas y para la asignación selectiva de sus volúmenes. Además, es importante como precio marcador para negociaciones, como guía para políticas de agotamiento y venteo, así como para muchas otras decisiones relativas a sus desarrollos y usos.

Sin embargo, esas incertidumbres afectan en el largo plazo a todas las decisiones de inversión. El problema especial que enfrenta el analista de gas es cómo determinar su valor intrínseco.

¿Es acaso difícil esa determinación? En algunos países no es difícil, pero en otros puede serlo. Donde existen reservas pequeñas y el gas es sustituido en el margen por otro producto transable, como fueloil o carbón, el precio económico es el costo equivalente de ese otro producto, ajustado por cualquier diferencial térmico o de otro tipo. En el otro extremo, en sitios donde las reservas son muy grandes en proporción a los prospectos de aumento de la demanda, tanto doméstica como de exportación, ese precio tenderá a aproximarse al costo de producción.

A manera de primera gran delimitación, el precio económico del gas siempre estará entre esos dos valores. El problema se presenta en dos posibles situaciones. La primera, cuando exista una gran diferencia entre el costo de producción y el precio del fluido marginal que se reemplaza, porque se requiere una política de precios que permita favorecer hasta donde sea posible su uso industrial y doméstico, pero que no atente contra la necesidad de incentivar la explotación rentable de las reservas.

La segunda se presenta cuando las reservas no son ni muy grandes ni muy pequeñas en proporción a la demanda potencial, porque se generan difíciles discusiones acerca de si conservar, industrializar o exportar. Este último es el caso actual de Colombia, con reservas de gas de 4 terapíes cúbicos, aunque con los casi 300 contratos de exploración otorgados por la ANH se presentan muy buenos pronósticos de que esos números aumenten.

El gas natural es un combustible flexible con muchos usos potenciales. Los de más alto valor son aquellos en los cuales sustituye combustibles caros derivados del petróleo, como diésel (para cubrir cargas-pico en generación de potencia), o queroseno (para cocinas en los hogares). Sin embargo, en la mayoría de los países las cantidades relativamente pequeñas requeridas para satisfacer completamente esos usos no son suficientes para justificar los altos costos iniciales del desarrollo y el transporte de gas.

Aquellos usos que requieren mayores volúmenes —de más bajo valor— con el gas como reemplazo de fueloil o carbón en el sector de generación de electricidad y el sector industrial, son en general los que justifican los grandes desarrollos de gas natural. Otras cantidades menores son utilizadas como insumo para producción de fertilizantes y metanol.

En resumen, mientras que el valor relativo del gas, o la disposición a pagar por el gas, en sus diversos usos siempre variarán, tanto en el tiempo como de país a país, la curva de demanda consiste en general de una serie de pasos, los cuales se organizan en función de valor: de más alto a más bajo y se estiman los correspondientes volúmenes.

Una secuencia normal de usos sería: reemplazo de diésel para cargas pico de generación de electricidad; suministro a hogares reemplazando GLP y queroseno; reemplazo de fueloil y carbón como carga base en plantas de generación eléctrica. El último segmento constituye el grueso del mercado. Dentro de esa metodología, en lugares de abundancia de gas, la idea es suministrar a todos los demandantes con el único límite del costo marginal de desarrollo a largo plazo.

Claro está, para mantener una robusta producción se requeriría una política de precios bifurcada para abrir la exportación. Esta es una discusión que Colombia no debiera diferir por mucho tiempo.

 lgiusti@csis.org

Para la mayoría de los países que tienen una industria de gas natural en desarrollo, es de suma importancia analizar los temas de costos, beneficios, precios y planificación de la explotación gasífera. Aunque es necesario analizar cada uno de ellos individualmente, es de gran importancia reconocer sus vínculos inherentes.

Hay que comenzar por definir y analizar la información de demanda y suministro corrientes y proyectados. Con ella se hace posible estimar el precio económico del gas en el periodo en consideración. El precio económico —o costo de oportunidad— es un parámetro clave para evaluar proyectos individuales de desarrollo de gas y para la asignación selectiva de sus volúmenes. Además, es importante como precio marcador para negociaciones, como guía para políticas de agotamiento y venteo, así como para muchas otras decisiones relativas a sus desarrollos y usos.

Sin embargo, esas incertidumbres afectan en el largo plazo a todas las decisiones de inversión. El problema especial que enfrenta el analista de gas es cómo determinar su valor intrínseco.

¿Es acaso difícil esa determinación? En algunos países no es difícil, pero en otros puede serlo. Donde existen reservas pequeñas y el gas es sustituido en el margen por otro producto transable, como fueloil o carbón, el precio económico es el costo equivalente de ese otro producto, ajustado por cualquier diferencial térmico o de otro tipo. En el otro extremo, en sitios donde las reservas son muy grandes en proporción a los prospectos de aumento de la demanda, tanto doméstica como de exportación, ese precio tenderá a aproximarse al costo de producción.

A manera de primera gran delimitación, el precio económico del gas siempre estará entre esos dos valores. El problema se presenta en dos posibles situaciones. La primera, cuando exista una gran diferencia entre el costo de producción y el precio del fluido marginal que se reemplaza, porque se requiere una política de precios que permita favorecer hasta donde sea posible su uso industrial y doméstico, pero que no atente contra la necesidad de incentivar la explotación rentable de las reservas.

La segunda se presenta cuando las reservas no son ni muy grandes ni muy pequeñas en proporción a la demanda potencial, porque se generan difíciles discusiones acerca de si conservar, industrializar o exportar. Este último es el caso actual de Colombia, con reservas de gas de 4 terapíes cúbicos, aunque con los casi 300 contratos de exploración otorgados por la ANH se presentan muy buenos pronósticos de que esos números aumenten.

El gas natural es un combustible flexible con muchos usos potenciales. Los de más alto valor son aquellos en los cuales sustituye combustibles caros derivados del petróleo, como diésel (para cubrir cargas-pico en generación de potencia), o queroseno (para cocinas en los hogares). Sin embargo, en la mayoría de los países las cantidades relativamente pequeñas requeridas para satisfacer completamente esos usos no son suficientes para justificar los altos costos iniciales del desarrollo y el transporte de gas.

Aquellos usos que requieren mayores volúmenes —de más bajo valor— con el gas como reemplazo de fueloil o carbón en el sector de generación de electricidad y el sector industrial, son en general los que justifican los grandes desarrollos de gas natural. Otras cantidades menores son utilizadas como insumo para producción de fertilizantes y metanol.

En resumen, mientras que el valor relativo del gas, o la disposición a pagar por el gas, en sus diversos usos siempre variarán, tanto en el tiempo como de país a país, la curva de demanda consiste en general de una serie de pasos, los cuales se organizan en función de valor: de más alto a más bajo y se estiman los correspondientes volúmenes.

Una secuencia normal de usos sería: reemplazo de diésel para cargas pico de generación de electricidad; suministro a hogares reemplazando GLP y queroseno; reemplazo de fueloil y carbón como carga base en plantas de generación eléctrica. El último segmento constituye el grueso del mercado. Dentro de esa metodología, en lugares de abundancia de gas, la idea es suministrar a todos los demandantes con el único límite del costo marginal de desarrollo a largo plazo.

Claro está, para mantener una robusta producción se requeriría una política de precios bifurcada para abrir la exportación. Esta es una discusión que Colombia no debiera diferir por mucho tiempo.

 lgiusti@csis.org