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MERCADOS DE GNL

Dimensión del mercado actual de GNL

El mercado mundial de GNL ha experimentado un crecimiento espectacular en los últimosdiez años. En efecto, de los 4 Tcf (84 millones de toneladas métricas) que exportaron 9países en 1997 a los 6,3 Tcf (132 millones de toneladas métricas) que exportaron 12 paísesen 2005, el intercambio mundial de este producto ha crecido un 57% en ocho años, o sea aun promedio de 7% por año.

Entre los exportadores, se destaca la cuenca del Pacífico, donde se originan casi la mitad delos embarques, destacándose en ella Indonesia con un 21% del total, seguida por los paísesde Medio Oriente, liderados por Qatar, que se ha convertido en la estrella ascendente eneste 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 paíseseuropeos del Mediterráneo.

En cuanto a los receptores, Japón y Corea figuraron al tope de la tabla durante los años 90con casi un 66% del GNL recibido, pero han declinado su participación porcentual –aunqueno en valores absolutos- por el gran crecimiento que ha experimentado el mercado deEE.UU. ante la declinación de sus propios yacimientos gasíferos y la insuficiencia de lasimportaciones 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 lase 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 sonaltamente dependientes de energía importada para calefacción, uso doméstico y generacióneléctrica. Al mismo tiempo han desarrollado mercados maduros de gas, que abastecen casiexclusivamente por medio de GNL. El único competidor potencial que tiene el GNL enestos países es el gas natural del yacimiento de Sakhalin en Manchuria, a ser traídomediante un gasoducto submarino de 3.700 Km. de longitud, un proyecto costoso yriesgoso que presenta muchos problemas en su ejecución.

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Europa y Norte América, por el contrario, poseen o tienen fácil acceso a recursosenergéticos más diversos y abundantes, por lo cual la penetración del GNL en dichasregiones es más difícil. En Europa, la creciente demanda de gas natural para generacióneléctrica brinda posibilidades al GNL de Africa en zonas no cubiertas por el gas porgasoducto de Rusia o del Mar del Norte. Un caso típico es Gran Bretaña, que hadesarrollado un mercado maduro de gas basado en sus yacimientos del Mar del Norte. Alentrar éstos en franca declinación, la isla está planeando la instalación de dosterminales receptoras de GNL en su costa Oeste para recibir gas de Trinidad Tobago o deArgelia. En EE.UU. la situación es parecida: la demanda creciente de gas natural, ladeclinación de las reservas domésticas y las limitaciones que presenta la importación de gasdesde Canadá han impulsado la construcción de más de 9 terminales receptoras en lascostas Este y Oeste del país. La penetración del GNL en la demanda doméstica mundial degas, 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 nuevospaíses de aprestan a convertirse en futuros demandantes: China, por su enorme necesidadde energéticos y Gran Bretaña, por las razones antes expuestas.

Exportaciones

Las mayores concentraciones de gas natural se dan en regiones donde no existe unademanda significativa de dicho energético; por ello, existe entre los productores unanecesidad urgente de monetizar dichas reservas remotas o ubicadas a gran profundidad enel mar. La única solución para mover dichas reservas a los mercados es la licuefacción delgas 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 paísesexportadores de GNL y también porqué la capacidad global de licuefacción de gas hapasado de 187 MMMm3 de gas (139 millones de toneladas métricas de GNL) por año en2003 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 nuevospaíses –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 deplaneamiento.

El tráfico creciente de GNL requiere cada vez mayor capacidad de transporte. En 2003había 151 buques metaneros y 55 en construcción y la puesta en servicio de estos últimoselevará la capacidad global de carga un 44% entre 2003 y 2006, pasando de 17.4 millonesde 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 delos proyectos. Los grandes compradores de GNL son países importadores de gas queoperan en mercados monopólicos, preocupados por la seguridad de abastecimiento y ladiversificación de las procedencias de su gas importados. Este tipo de compradores es elque está dispuesto y en condiciones de pagar más por el GNL y además, son los que estánen posición de concertar acuerdos de largo plazo, del tipo take-or-pay. También soncompradores confiables, y esta característica permitió a los promotores de proyectos deGNL obtener el financiamiento para acometer las cuantiosas inversiones que ellosrequerían.

De esta manera, la estructura de la industria inicial asemejaba a una serie de ciclos cerradoscon buques exclusivamente contratados para hacer viajes en “calesita” entre productores yconsumidores fijos, atados por contratos de 20 años de duración. Esta es la estructura básicaexistente en la que se ha basado el crecimiento de las ultimas décadas, pero ahora laindustria 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 seconsideraban dentro de la órbita del Estado también ha alcanzado a los energéticos. Estosignifica más desregulación, menos intervención estatal y más actividad privada en estecampo. Competencia creciente es el resultado de una mayor libertad de los usuarios paraelegir a su proveedor de energía y, en contrapartida, esto significa una menor certidumbre ymayor riesgo para los proveedores, tanto en términos de volumen como en términos deprecio de venta. A su vez, los compradores quieren mayor flexibilidad en su abastecimientoy están menos dispuestos a garantizar compras fijas por largos períodos. En estascondiciones, 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 supesada carga de inversiones fijas y con su necesidad de altos índices de ocupación de sucapacidad instalada - soportar la presencia de una importante masa de operaciones spot enparalelo con sus contratos de largo plazo?

Impulsores clave del negocio

Analizaremos ahora algunos de los factores que han contribuido más al crecimiento delGNL en los últimos años y que constituyen las razones principales para sostener el futurodesarrollo 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 lademanda 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 entredistintos casos conocidos.

Yendo de lo particular a lo general, cuando un país que enfrenta una importante expansiónindustrial sin contar con los recursos energéticos necesarios, debe apelar a todas las fuentesposibles de provisión de energéticos para sostener tal desarrollo. Tal fue el caso de Japón yCorea en los 80; sin recursos energéticos propios y con una gran conciencia nacional enmateria de preservación del medio ambiente, apelaron al gas para no depender únicamentedel petróleo para motorizar su desarrollo. Y como la única manera de importar gas era bajola forma de GNL, dedicaron importantes esfuerzos a construir facilidades de recepción ydistribución seguras, a construir buques metaneros más grandes y a desarrollar fuentes deprovisión confiables en el Sudeste asiático.

Hay en el mundo otros casos no tan extremos: países con un razonable mix deabastecimiento de energéticos importados y locales que sin embargo optan por el GNLcomo un recurso destinado a satisfacer requerimientos especiales. En este campo, lageneración 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 depotencia útil, mayor eficiencia del combustible, menor tiempo de construcción de lascentrales y sobre todo, menores emisiones. Cuando el abastecimiento de gas importadomediante gasoductos de larga distancia –como en los países de. Oeste de Europa frente algas de Rusia- se torna caro y sujeto a vaivenes políticos, el GNL encuentra su lugar en laecuación energética, sobre todo cuando hay una fuerte demanda de gas para generacióntérmica.

Finalmente, el caso más evidente se produce cuando se dan simultáneamente doscondiciones: el país ha desarrollado un mercado maduro de gas sustentado por unaabundante producción doméstica y, por otra parte, por razones diversas dicha produccióncomienza a declinar sin atenuantes. Esta es la situación que viven hoy EE.UU y el ReinoUnido, los primeros por la sistemática declinación de la productividad de sus yacimientosde gas y la virtual imposibilidad de suplirla con gas de Canadá, frente a un sostenidoaumento de la demanda doméstica -especialmente originada en la generación térmica- y porel 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 unsustancial aumento del número de pozos perforados para gas y a un gradual aumento delprecio del gas doméstico, la demanda creciente sigue insatisfecha y las importaciones através 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 deprecios totalmente sujeta a los vaivenes de la oferta y de la demanda, es indudable que elaumento paulatino de los precios internacionales del petróleo desde 1998 ha ejercido unafuerte presión a la suba en los precios internos del gas. Mucho se ha discutido sobre elhecho de que el gas natural no es un commodity, sino que sus precios se comportan segúncondiciones regionales de abundancia o escasez sin llegar a globalizarse. Lo cierto es quecuando un país templado o frío elimina toda restricción regulatoria a la libre formación deprecios y permite la existencia de fuertes oscilaciones de precio verano/invierno, elescenario está montado para que el precio del gas siga la tendencia a la suba de loscombustibles 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 dramáticoha sido el comportamiento de los precios spot de invierno del gas en el clásico puntoformador 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 invierno2004/2005.

Escenarios como el descripto en los párrafos precedentes se presentan el países del primermundo, donde el consumidor residencial promedio está generalmente en condiciones depagar más por su gas en invierno. Pero existen casos de países en desarrollo con unmercado emergente de gas donde los gobiernos intervienen en el mercado medianteesquemas 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 golpeafuerte en los bolsillos de sus propios consumidores. Uno de los recursos es el de congelar elprecio del gas en boca de pozo para la producción doméstica o las tarifas de transporte degas, lo cual produce desaliento de las inversiones si el sistema es privado yconsecuentemente, escasez a mediano plazo. Aquí se presenta otra oportunidad pararecurrir al GNL como un recurso para mantener el abastecimiento de gas en mercadoscosteros.

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Conciencia ambiental

El gas natural ha sido reconocido mundialmente como el combustible fósil menos agresivopara el ambiente y como tal, debería gozar de las preferencias de los gobiernos, de losambientalistas y del público en general como el combustible de transición hasta queaparezca el energético ideal del futuro. Así lo han reconocido muchos países industrialesque 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 degases de efecto invernadero que se han comprometido a cumplir.

Pero no todos los países que se encuentran en esta situación tienen fácil acceso a reservasde gas natural –sea en sus propios territorios o mediante importación desde paíseslimítrofes por gasoductos- para abastecer a sus mercados en expansión. Si la conciencia o elcompromiso ambiental priman sobre la mera consideración económica –el casoparadigmático es el de Japón-, aquí se presenta también una oportunidad para desarrollarsistemas de abastecimiento mediante GNL.

Reservas remotas

Las reservas de gas natural cuyo transporte a los mercados más cercanos seríaextremadamente costoso, se denominan comúnmente reservas remotas (stranded reserves).Incluyen gas asociado –extraído junto con petróleo-, gas venteado y gas reinyectado aformación 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 losmercados receptores puede considerarse dentro de esta categoría, ya que el precio al quedebiera cobrarse el gas adicional no compensaría los costos de desarrollo y producción.

Muchos yacimientos petroleros ubicados en lugares remotos producen suficiente gasasociado como para merecer un destino comercial, pero están a una distancia tal de losmercados que dicho gas sólo merece ser venteado o reinyectado. El venteo (o quemado) delgas asociado es posible si no se infringen normas ambientales sobre emisiones. Lareinyección, 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 alcambiar el mix de hidrocarburos en el yacimiento.

Se ha estimado que las reservas remotas constituyen un 50% de las declaradas por los 10países productores más importantes de gas del mundo. De ellas, un estudio recienteidentificó unos 450 Tcf de gas disponibles en yacimientos remotos con reservas mayores alos 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 lafactibilidad del transporte marítimo a mercados accesibles, la alternativa GNL seríaaplicable, teniendo en cuenta que los operadores de yacimientos remotos están dispuestos asacrificar 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 lademanda 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 extremode que Shell estima que para 2030 sólo el 50% del consumo de los distintos países serácubierta por producción propia.

Veamos la evolución que se ha producido en 10 años (1993 - 2003) en las distintas regionesdel mundo. En dicho período, la producción de gas europea creció de7.71 TCF a 10,25TCF, con un aumento anual promedio de 2,9% pero al mismo tiempo la demanda lo hizo de12,37TCF a 17,59 TCF, o sea a un ritmo de 3,6%. Ello se tradujo en un aumento global delas importaciones de gas desde afuera de la zona y, dentro de tal incremento, las de GNLpasaron 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 10,96TCF, mostrando un ritmo de crecimiento de 5,4%. En cambio, la demanda creció de 6,68TCF a 12,20 TCF, a un porcentaje anual de 6,2%, haciendo que la dependencia en laimportación desde fuera de la región creciera de 2,5% a 10,0%. Esto se tradujo en un fuertecrecimiento de las importaciones de GNL (de 7,8 a 30,2%), debido a la preponderancia quetiene 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 elmás espectacular en términos absolutos, si no en porcentuales. La producción de gas fuesólo marginal debido a la maduración de los yacimientos del país, pasando de 18,1TCF a19,9 TCF en el período considerado, a un ritmo de 0,95%, pero la demanda creció de 20,3a 22,4 TCF, o sea a razón de 0,99%. Así planteadas las cosas, la dependencia enimportaciones de afuera del área pasó de 1,7% a 1,8% en dicho lapso, pero dentro de eserubro, las de GNL se expandieron de 3,5% a 12,7%, mostrando claramente que el país optópor dicha forma de abastecimiento al no poder satisfacer sus necesidades regionalmente porgasoducto.

Como estos ejemplos lo demuestran, cada vez un mayor volumen de demanda de gas sesatisface mediante transacciones internacionales. Mucho se ha hablado acerca de si el gasse comportará algún día como un “commodity” o sea un producto sujeto a una cotizacióninternacional, como lo es el petróleo, los cereales, el café, el azúcar y algunos metales. Laimportancia que todavía tiene la producción doméstica y los acuerdos regionales no hanpermitido que los precios del gas natural se establezcan de esa manera y por ello los precioslocales varían significativamente entre puntos del planeta. Pero a medida que aumenten lastransacciones internacionales para suplir la demanda creciente, los precios regionalestenderán a converger. El mercado creciente de GNL sin duda contribuirá a acelerar dichatendencia, 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 losprincipales inconvenientes que enfrenta este proceso de expansión:

Grandes inversiones

El establecimiento de cadenas de GNL es una actividad capital intensiva que requiere unaplanificación 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 hanencarado 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 losmismos sin demoras o tropiezos que pongan en peligro la viabilidad de los mismos.

La mayoría de los proyectos energéticos basados en combustibles fósiles tienen unagarantía que puede ser evaluada: las reservas de hidrocarburos o carbón recuperables queserán enviadas al mercado por vía del proyecto. En el caso de proyectos de GNL, la cuantíadel capital requerido, sumado al volumen de reservas de gas que deben ser atribuidas a losmismos ( y virtualmente inmovilizadas con tal destino) para garantizar el repago de lasinversiones, hacen que la garantía usual de reservas recuperables de hidrocarburos no seaenteramente aplicable en este caso, con lo cual dejan de contar con este instrumento definanciamiento.

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 alos posibles compradores, que ven un serio obstáculo en estas rigurosas condiciones.

Todo esto significa que los prestamistas que financian proyectos de GNL deben aceptarriesgos a los que no están acostumbrados. Por ejemplo, el riesgo de oscilaciones en losprecios del petróleo es aceptado hoy por los inversionistas debido a que existe un mercadospot 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 dedesplazamiento) y, para justificar su construcción, deben navegar con los mínimos tiemposmuertos o sea, con la máxima eficiencia. Por eso la mayoría de los buques están ligados acadenas de GNL específicas y cumplen circuitos o “calesitas” pre-establecidos con tiemposde 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) liberatonelaje 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 sereduzca por causas fuera del control del armador, las entidades financieras que participanen la construcción de estos navíos generalmente exigen garantías que van más allá de lasusuales en la industria naviera, o sea la prenda sobre el buque, aplicándose cuentas dereserva en manos de terceros o fondos de emergencia de aplicación automática ante talevento. Se ve claramente que el respaldo que significa la existencia de un contrato de largoplazo se torna una fuente importante de riesgo si el proyecto fracasa o se demora, siempreque no exista un mercado secundario o alternativo al cual dirigir los embarques.

Dos circunstancias tienden afortunadamente a alivianar esta situación: la importancia cadavez mayor que está tomando el incipiente mercado spot de GNL y la consecuente apariciónde jugadores que están dispuestos a construir y poner en servicio buques con este propósitoy 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 recursosnavieros para vender sus excedentes de gas en el mercado spot y por otra parte, BP y Shellhan ordenado la construcción de cinco buques en astilleros coreanos que no están ligados aningún 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 lanoche a la mañana ni será decretado por nadie, pero una combinación de mayor flexibilidaden los contratos por efectos de la globalización y el incremento progresivo de los preciosdel gas natural a nivel mundial ( con su secuela de mayores volúmenes disponibles desdeyacimientos remotos y mayor inversión en transporte marítimo) son factores que tienden afacilitar su desarrollo.

Uno de los obstáculos más persistentes es la aversión de los patrocinadores de proyectos aaceptar que los tomadores de cargamentos spot de gas generalmente no presentan lasmismas 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 circuitosestables son desviados a la India, Pakistán, Turquía o China por alguna circunstanciafortuita.

Por otra parte, para innovar en el campo de las transacciones comerciales hace falta ciertadosis de coraje para desafiar a la tradición. Un ejemplo contundente de esto fue lacreatividad 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 comercializaciónonline para GNL que hubiera revolucionado el mundo de las transacciones spot de esteproducto. Hasta hoy no ha aparecido ningún comercializador global dispuesto a arriesgar suprestigio en este campo.

Pese a las tímidas transacciones spot que se registran actualmente en GNL, no hay duda quela tendencia será hacia una mayor comoditización y una creciente liberalización delcomercio mundial de este energético. Si bien el GNL no será considerado un commodity enel futuro cercano debido a lo escaso de su impacto en el comercio energético mundial, seobservará seguramente un número creciente de operaciones spot bajo el marco tradicionalde los contratos de largo plazo.

Preocupación por la seguridad

En el mundo existe una gran ignorancia pública acerca de las características del GNL y estaignorancia da lugar a una limitada percepción acerca de la seguridad de las instalaciones, locual 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 nocontiene oxígeno. Los vapores de GNL sólo se inflaman en el aire cuando alcanzan unaconcentración de 5-15%. Si la concentración de gas es menor que 5%, no puede arderporque no hay suficiente material combustible. Si es mayor que 15%, no lo hará porque nohay suficiente oxígeno. Para que el GNL arda, es necesario que escape del recipiente, sevaporice, se mezcle con aire en una proporción muy limitada gas/aire de entre 5 y 15% yfinalmente 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 deGNL son instalaciones peligrosas.

La práctica internacional ha impuesto una serie de requisitos muy estrictos de seguridadcontra accidentes –cuyos detalles se explican en el capítulo técnico-, tanto en lasinstalaciones terrestres como en el transporte marítimo. Estas exigencias se aplican tanto enel proceso de habilitación y certificación de las mismas como en las inspeccionesperiódicas a que son sometidas. Recientemente, sin embargo, ha aparecido una nuevafuente de riesgo: la posibilidad de ataques terroristas, que obliga a las terminales a montarmecanismos 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, seadecuan las especificaciones del gas importado con las imperantes en la red del paísreceptor. En este proceso, además de los contaminantes, es clave el balanceo de los poderescaloríficos del gas importado y del doméstico. Sin embargo, cuando se compra GNLmediante operaciones spot, se corre el riesgo de que el gas que llega no tenga un podercalorífico 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 soncalorías) y además muchos procesos y equipos industriales sólo aceptan quemar uncombustible en especificación, las terminales que aceptan gas de distintas procedenciasdeben estar preparadas para efectuar dicho balanceo in situ. Si el gas del cargamento tienepor 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, llevándoloa norma. A la inversa, si el contenido calórico del gas importado es menor que el definidopor la norma, la terminal debe estar preparada para inyectar alguno de los condensables delpetróleo (propano, por ejemplo) para elevar el poder calorífico de aquél a fin de ajustarlo ala especificación imperante.

Cualquiera sea el caso, sea mediante las soluciones simples antes explicadas o medianteinstalaciones 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 deGNL de un solo origen.

Estructura del mercado

Dado que la cadena normal del GNL se compone de tres elementos: licuefacción, transportemarítimo y recepción/regasificación, coexisten hoy en el mundo las siguientes estructuras:

• Cadena cautiva: en este caso una sola corporación o grupo económico internacionalposee una posición accionaria dominante en los tres elementos de la cadena, ya seapor haber asumido las inversiones originales con tal propósito en mente o por mediode 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 máximaestabilidad en los intercambios. En general, una cadena de este tipo se arma desde elpaís de destino hacia el país productor, buscando seguridad de abastecimiento. En laactualidad, un 12% de las transacciones de GNL en el mundo se realizan de estemodo.

• Cadena semi-cautiva: la situación más usual dentro de esta categoría es la de laempresa que opera una o varias terminales receptoras de GNL y que desea eliminar elriesgo del charteo o contratación de buques metaneros de armadores terceros,armando su propia estructura de transporte. Si bien esta solución implica mayoresinversiones, permite en general abaratar sus costos y, sobre todo, contar con unelemento confiable de referencia con respecto de los costos operativos de un navío deeste tipo, frente a los fletes imperantes en el mercado. Los registros recientesmuestran que un 23% de las transacciones de GNL que se realizan en el mundopertenecen a este modelo.

• Cadena abierta: es el esquema de intercambio más usual, en el cual los tres elementosde la cadena pertenecen a distintos dueños y están ligadas por medio de contratos. Laflexibilidad y el poder de negociación que brinda este modelo se complementa con ladispersión 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 enel transporte marítimo, aunque no en la relación productor/tomador, que como se veráa continuación, está signada por la necesidad de contar con una fuente confiable deabastecimiento que justifique las enormes inversiones a realizar en las dos puntas dela cadena. Un 65% de los intercambios de GNL que hoy se realizan en el mundoresponden 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 duracióndel 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 paraajustarse a la especificación imperante en la red de distribución a la cual va a inyectardicho gas. En todos los contratos se agrega una cláusula que establece penalidadespara el vendedor si sus embarques se apartan de la calidad especificada. Como elcontrol de calidad se realiza cuando el embarque llega, algunos contratos llegan a ladevolución lisa y llana del producto con flete a cargo del vendedor si el nivel deimpurezas o el poder calorífico del gas a recibir supera ampliamente las toleranciasfijadas.

• Siguiendo la costumbre internacional, consistente en fijar los precios del gas naturalen US$/MMBtu, los precios del GNL en los contratos también se establecen usandoesta unidad. Como dichos precios están siempre ligados (benchmarked) a los de loscombustibles líquidos que sustituyen y éstos responden al precio internacional delpetróleo como un commodity, los contratos de GNL generalmente incluyen cláusulasde reajuste periódico con fórmulas polinómicas que ligan el precio del gas a unacanasta de combustibles (crudo, fuel-oil, gas-oil, heating oil, etc.) en distintasproporciones. 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 undeterminado porcentaje.

• Hablar de volúmenes en GNL es hablar de la regularidad que requiere el operador deuna 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 GNLtrata cuando puede de imponer las condiciones “take-or-pay” a sus contratos desuministro, con sus habituales penalidades por incumplimiento de los volúmenespactados y con los mismos mecanismos de compensación que permiten al compradorbalancear en el tiempo los volúmenes no tomados. En la jerga del GNL, estascondiciones están contenidas en los llamados SPA (Sales and Purchase Agreement),que pueden llegar a contener “cláusulas de destino” orientadas a evitar que elcomprador revenda a terceros un embarque comprometido.

En cuanto a punto de entrega, el típico contrato de GNL establece dos condicionesclásicas: 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 mercadoexplicadas en el punto anterior, la modalidad f.o.b es la preponderante.

• Finalmente, cabe mencionar que la duración típica de los contratos de abastecimientode GNL, que era originalmente de 20 años o más para asegurar estabilidad alintercambio y garantizar el repago de las costosas instalaciones del sistema, ha idoacortándose sensiblemente, especialmente en los casos de terminales situadas enpaíses sujetos a un fuerte régimen de oscilaciones de consumo invierno/verano. Esususal en estos casos que la demanda “base” se cubra con los contratos de largaduración, mientras que los “picos” de invierno se satisfagan mediante contratos de 3 o5 años.

Al analizar los tipos de contratos imperantes en el mundo del GNL, es necesario distinguirdos cuencas, la del Atlántico y la del Pacífico. Los grandes importadores de gas del área delPacífico son casi totalmente dependientes del abastecimiento bajo la forma de GNL,mientras que los compradores del Atlántico poseen cierta producción doméstica yabastecimiento regional por gasoducto, de manera que le dan al GNL un rolcomplementario. 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 antesmencionada empuja a los importadores asiáticos (Japón, Corea y ahora China) a estableceracuerdos de más largo plazo y que exijan muchas más garantías a los vendedores, aún acosta de un precio relativamente mayor.

El típico contrato de los distribuidores japoneses incluía un compromiso de compra deGNL por 20 años, una cuidadosa planificación de los embarques, garantías del vendedor enel sentido que haría las inversiones necesarias para mantener el flujo pactado, todo esto acambio de un precio relativamente elevado. Sin embargo, a fines de los 90 los compradoresjaponeses comenzaron a explorar nuevas fuentes de abastecimiento (Malasia y Qatar, porejemplo) y descubrieron que la competencia entre oferentes permitía reducir los precios ylos 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, abajar también sus precios y sus plazos, a flexibilizar las exigencias de sus SPA, a ajustar losprecios 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 lademanda “base” de la demanda “pico”.

En el área del Atlántico, por el contrario, la flexibilización de precios y de condiciones quese inició a mediados de los 90 fue mucho más generalizada, de manera que contratos demediano plazo (3 a 5 años) son comunes hoy en día. Esto sucedió al amparo de la mayoragresividad de los proveedores terrestres, en particular Rusia, que ofrecían cada vez más ymejor abastecimiento de gas por gasoducto, lo cual forzó a los tradicionales vendedores deGNL a Europa a aceptar condiciones más flexibles, especialmente una mayor frecuencia enlos reajustes de precio. Se calcula que un 19% de los contratos de esta área son de medianoplazo, contra un 11% a nivel mundial.

Otro fenómeno relativamente reciente ha sido la ola de inversiones de los paísesimportadores y de las grandes corporaciones petroleras en el upstream, es decir, enterminales de liquefacción en países productores. Esta tendencia se manifiesta no sólo en laconstrucción de nuevas terminales sino principalmente en la toma de posiciones accionariasen terminales exportadoras existentes. La razón es obvia, ante la flexibilización de loscontratos –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 importadoreses tener pie firme en las terminales exportadoras.

Siempre dentro del esquema contractual tradicional, también comienza a emerger ununiverso 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 8,4millones 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 losimportadores.

Finalmente, cabe mencionar el mercado spot de GNL, que se define como la compraventade cargamentos individuales sin un patrón definido. Diferentes factores contribuyen aalentarlo, 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 temporariade una cadena de abastecimiento de GNL por desperfectos técnicos o fenómenosclimáticos, etc. Lo cierto es que se han establecido redes de contactos entre productores,importadores y brokers que facilitan la concreción de estos negocios, modalidades denegociación rápidas que incluyen el redireccionamiento de cargamentos hacia otrosdestinos que los originalmente pactados, el acuerdo de precios y condiciones de entrega porsimple intercambio de correo electrónico, así como la compensación por mayores fletes siel cargamento es derivado hacia un nuevo destino.

En la cuenca del Atlántico, que no depende tanto de los acuerdos de largo plazo, hancomenzado a aparecer importadores dispuestos a garantizar la compra de una serie decargamentos spot en un año, aunque negociando las condiciones uno a uno. Si bien engeneral estos embarques están destinados a sostener los picos de demanda de invierno,claramente demuestran la preocupación básica del importador: obtener alguna seguridad desuministro 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 estáasociado 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 seobservan fallas de funcionamiento que hayan conducido al cierre de instalaciones niaccidentes graves que hayan motivado la clausura de plantas por razones deseguridad. El lanzamiento al mercado de unidades cada vez más grandes –trenes delicuefacción de mayor capacidad y buques de mayor tonelaje- es sin embargo unfactor de riesgo que los bancos investigan seriamente.

• Los patrocinadores de proyectos de GNL han sido casi siempre empresas públicasnacionales o corporaciones internacionales privadas que exhiben un saludable recordde experiencia en negocios energéticos y solidez financiera. Una consecuencia de estoes que poseen yacimientos propios o saben cómo negociar contratos deabastecimiento de gas, especialmente los provenientes de reservas remotas, lo que lesasegura un bajo precio de partida. En el otro extremo de la cadena, operanhabitualmente en mercados maduros de gas o son distribuidores (caso de Japón), conlo cual no tienen restricciones para regasificar e inyectar su GNL es sus propiosmercados consumidores.

• Por otra parte, al establecer una relación comercial, los jugadores de uno y otro ladodel mar (y por ende los bancos) estudian detenidamente la solidez crediticia de lasdemás miembros de la cadena que intentan formar, buscando prevenir dificultades pordemoras en los pagos de sus insumos y costos. En este campo, resulta fundamental lasolidez crediticia del importador de GNL, que es el que afronta las mayoreserogaciones (fletes y compra de gas). La categoría de las empresas que afrontan estosproyectos satisface también a los bancos, cuando éstos someten a los tomadores depréstamos para la construcción de plantas y buques a un minucioso examen crediticioantes de concederlos.

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• El riesgo por oscilaciones en los volúmenes de gas comprados está bien amparado porlas clásicas penalidades de los contratos take-or-pay en el caso del exportador. Elimportador, a su vez, se protege de las oscilaciones mediante un buen esquema deacceso a la red de distribución de gas de su zona de influencia.

• El riesgo de oscilaciones en el precio está cubierto mediante los sistemas deindexación o de ajuste periódico ligados al precio de una canasta de energéticos a loscuales el GNL sustituye. La denominada “curva S”, que protege a los compradores deGNL de los precios excesivamente altos y a los vendedores de los anormalmentebajos, es ampliamente usada en los acuerdos de largo plazo para impedir que lavolatilidad de los precios internacionales del petróleo o sus derivados afectesustancialmente la viabilidad de los mismos. Los que apuestan al mercado spot estándispuestos a convivir con una mayor volatilidad y cuentan con algún reaseguro –generalmente capacidad de almacenaje en exceso- para resistir durante los períodos deprecios altos.

Desde el punto de vista de la viabilidad financiera, los tipos de riesgo más críticos son lasoscilaciones de precio y la configuración del mercado. Por eso se dedica mucho tiempo yesfuerzo a estudiar el comportamiento probable de los precios en el mercado de destino y aanalizar la solidez de las reservas de gas del exportador, así como el acceso del importadora su red de distribución. Los bancos o instituciones multilaterales de crédito que financianestas operaciones ponen mucho énfasis en la presentación de pruebas fehacientes por partede los solicitantes, en el sentido de que los mencionados factores de riesgo han sidosatisfactoriamente evaluados.

Armado de la cadena del GNL

El GNL, como cadena energética, y similarmente con lo que sucede con el petróleo, puedeser armada desde cualquiera de sus extremos.

Si se la concibe desde la visión del exportador que ya se ha asegurado reservas de gassuficientes, 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 GNLimportado en su mercado energético interno, sean aptos para conformar un vínculopermanente.

Si, en cambio, es el importador quien considera la posibilidad de introducir gas bajo laforma 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 ensu propia red de distribución bajo condiciones económicamente favorables.

Finalmente, no debe descartarse el caso de la corporación internacional que opera enmuchos 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 distintospaíses ubicados estratégicamente y con posibilidades de armar una cadena de GNLeconómicamente viable.