Funcionarios del Departamento de Energía (DOE) y de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de los Estados Unidos expusieron sobre el marco regulatorio de la industria del gas natural en su país en un seminario realizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El impacto de las exportaciones de gas natural licuado (GNL) en los precios domésticos del gas fue uno de los temas abordados durante las exposiciones. Las tarifas y el negocio del transporte de gas fue otro tema ampliamente debatido.

El seminario contó con la participación de Cyrus Kian, James Easton y Amy Sweeney, representantes de la Oficina de Energía Fósil y Manejo del Carbono del DOE; Dave Swearingen, representante de la Oficina de Proyectos Energéticos de la FERC; Eric Primosh, representante de la Oficina de Política Energética e Innovación de la FERC; Michael DeLiso, representante de la Oficina de Aplicación de la FERC; Andreas Thanos, representante del Departamento de Servicios Públicos de Massachusetts; y Chris Smith, representante de la Asociación Interestatal de Gas Natural de America (INGAA).

El marco regulatorio de la industria del gas natural en los EE.UU. genera particular interés debido al explosivo auge en las exportaciones de GNL que aconteció en poco más de una década. EE.UU. reafirmó en 2024 su liderazgo entre los países exportadores del fluido gracias a la producción de shale gas.

Actualmente EE.UU. cuenta con una capacidad de licuefacción de 15 mil millones de metros cúbicos (bcf) por día, que se elevarán a 30 mil bcf por día antes de 2030 debido a nuevos proyectos que recibieron permisos de exportación del DOE y que ya tienen contratos firmados. «Por supuesto, es posible que se inicien más proyectos a medida que se firmen nuevos contratos», puntualizó Sweeney.

Sin embargo, el crecimiento de las exportaciones fue generando en los últimos años distintas miradas en la política estadounidense sobre su eventual impacto alcista en los precios domésticos del gas natural. La administración del ex presidente Joe Biden decidió a principios de 2024 suspender el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL, que son necesarios para exportar el gas a los países con los que EE.UU. no tiene firmados acuerdos de libre comercio. La suspensión fue anulada este año por la administración de Donald Trump.

«No vemos un gran impacto en los precios»

El levantamiento de la suspensión tuvo como principal fundamento un estudio publicado por el Departamento de Energía en diciembre del año pasado, que arrojó que para 2050 las exportaciones de GNL podrían aumentar los precios mayoristas internos del gas en más de un 30%. La administración Trump determinó que el impacto de aprobar nuevos permisos de exportación no sería significativo sobre los precios domésticos dada la evolución reciente. «No vemos un gran impacto en los precios, simplemente porque nuestra producción ha sido muy fuerte», dijo Sweeney.

«En nuestro último estudio, una de las conclusiones fue que, si consideramos la resolución del mercado y el aumento de las exportaciones según la demanda, incluso en el escenario más alto, no esperaríamos que los precios internos en EE. UU. aumentaran mucho. Esto se debe a que la producción ha tendido a crecer con las exportaciones. Por lo tanto, observamos que los precios podrían aumentar hasta un 30%. Como porcentaje parece mucho pero nuestros precios son bajos en comparación con la mayor parte del mundo», explicó la funcionaria del DOE.

«Cuando emitimos estas autorizaciones de exportación, son válidas hasta el año 2050. Es mucho tiempo, por eso realizamos estos estudios para determinar el impacto que podrían tener los precios en ese período. Es un análisis, una estimación aproximada. Pero hasta la fecha, incluso considerando las exportaciones hasta donde se han extendido, no hemos visto una presión alcista constante sobre los precios, al menos no hasta ahora», añadió.

Los permisos de exportación son fundamentales para los proyectos de GNL, dado que alrededor del 80% de las exportaciones estadounidenses del fluido van a países que no tienen firmados acuerdos de libre comercio con los EE.UU.

Formación de precios y tarifas de transporte

Las exposiciones también pusieron el foco en cómo se forman los precios del gas natural y las tarifas de transporte en el mercado estadounidense, cuya dimensión en términos de infraestructura incluye 483.000 kilómetros de gasoductos de transporte y una capacidad de almacenamiento de 122.000 millones de metros cúbicos. En términos comerciales, esta dimensión se ve expresada en 200 puntos o centros físicos de comercio de gas natural y en un mercado financiero con más de 50 centros de comercio. El punto físico de referencia nacional sigue siendo el Henry Hub.

Un dato fundamental del mercado físico de gas es la relevancia de los índices de precios por sobre los formadores de precios. Los agentes que realmente participan en el mercado ofertando y comprando gas apenas representan el 20% de las transacciones. «En esencia, los tomadores de precios, quienes utilizan índices, representan alrededor del 80% del mercado físico de gas natural. Esto se debe a que los participantes del mercado generalmente prefieren usar índices en lugar de participar activamente en la formación de precios», analizó Primosh, representante de la FERC.

Los índices de precios son publicados por agencias que reciben información de forma voluntaria de los agentes que participan en las transacciones. La FERC no regula a las agencias, aunque sí define estandares relacionados con la metodología de recolección de los datos, que deben cumplir para ser oficialmente reconocidas como desarrolladoras de índices de precios. «Para nosotros es fundamental que estos índices se construyan de forma fiable, líquida y robusta», añadió Primosh.

Por el lado de las tarifas de transporte, las empresas operadoras de los gasoductos diseñan las tarifas en base a lo que pueden cobrar por el costo del servicio. El costo del servicio comprende varios componentes operativos, incluyendo los gastos operativos, así como una tasa de retorno aprobada sobre el capital invertido en el gasoducto.

Los operadores de gasoductos deben informar sus tarifas a la FERC, describiendo los costos de transporte, almacenamiento y otros tipos de servicios. «La FERC desempeña un papel importante en garantizar tarifas justas y razonables», dijo Primosh.

Los drivers en el negocio de transporte

Además de la visión de los funcionarios, el seminario contó con el aporte del representante de INGAA, la asociación que engloba a las empresas dueñas y operadoras de gasoductos interestatales. Smith expuso cuáles son los drivers que conducen a la construcción de nuevos proyectos de gasoductos.

Las empresas asociadas a INGAA son reguladas por la FERC debido a que sus gasoductos cruzan por dos o más estados. Un aspecto fundamental de estas empresas es que su negocio es estrictamente de servicios de transporte y almacenamiento y esta escindido del comercio de gas natural. En cambio, las empresas que operan gasoducto intraestados sí pueden comercializar gas.

La FERC determina las tarifas máximas que las transportistas interestatales pueden cobrar. «Cuando entramos en la fase de desarrollo de proyectos, los precios del gas natural obviamente tienen un efecto, pero no es realmente lo que impulsa nuestro negocio. Lo que analizamos son las tarifas de transporte y algunos de los desafíos y oportunidades asociados con ellas«, explicó Smith.

Otro factor relevante para el avance de un proyecto a su fase comercial es que pueda demostrar a la FERC que tendrá un alto nivel de utilización durante plazos superiores a las dos décadas. Esto involucra tipicamente la realización de un open season, un foro público para que los clientes potencialmente interesados puedan ofertar por la capacidad del gasoducto.

Volviendo sobre los precios del gas, un driver indicativo de oportunidades de desarrollo de nuevos proyectos es el spread de precios entre los distintos hubs físicos. El representante de INGAA lo ejemplo con la diferencia de precios entre los hubs de Waha en Texas y Henry Hub en Luisiana. Waha se encuentra en Permian, la principal formación de shale oil de EE.UU.

La producción de gas asociado en Waha es muy elevada, por lo que existe un fuerte incentivo para transportar más gas cruzando Texas y hasta llegar al Henry Hub, para atender la creciente demanda de energía de datacentes e industrias manufactureras. «De modo que existe un fuerte incentivo financiero para intentar llevar ese gas de bajo costo desde Waha a Henry Hub», concluyó Smith.