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El contrato de exportaci&oacute;n de gas a M&eacute;xico va a estar en la primera l&iacute;nea de la agenda del gobierno y del pa&iacute;s. El contrato se firm&oacute; en el 2007 entre Repsol y la Comisi&oacute;n Federal de Electricidad de M&eacute;xico (CFE). Repsol se comprometi&oacute; a vender 4.2 billones de pies c&uacute;bicos (TCF, en ingl&eacute;s) en 18 a&ntilde;os, al 91% del precio Henry Hub (HH), que es el marcador de EEUU y de M&eacute;xico.
Por esos a&ntilde;os los precios de los marcadores regionales (asi&aacute;ticos, europeos y el de EEUU) estaban todos en US$ 7 a 8 por mill&oacute;n de BTU. Pero desde el 2008-2009 la situaci&oacute;n cambia porque EEUU comienza a producir gas esquisto (shale gas) en grandes cantidades, lo que hace que el precio HH se desplome. As&iacute;, los precios asi&aacute;ticos y europeos hasta quintuplican al Henry Hub.
Las p&eacute;rdidas a&uacute;n no han sido calculadas. Del 2010 al 2015, seg&uacute;n Perupetro, se pagaron US$ 1,041 millones de regal&iacute;as por las exportaciones de gas. C&aacute;lculos realizados por Gustavo &Aacute;vila (Propuesta Ciudadana) y el autor de esta nota nos llevan a estimar que si el gas se hubiera exportado a un precio promedio de los marcadores asi&aacute;ticos y europeos, se hubieran obtenido US$ 1,500 a 2,000 millones adicionales. Casi 1% del PBI.
Pero, nos dir&aacute;n, ese ha sido un problema de mercado. &iquest;Qu&eacute; podemos hacer frente a una ca&iacute;da de los precios? Estuvimos pi&ntilde;as, pues. Algo as&iacute; dijo PPK durante la campa&ntilde;a electoral. La cuesti&oacute;n es que el contrato no tom&oacute; en cuenta las pr&aacute;cticas contractuales m&aacute;s elementales.
Los expertos franceses Jacques Percebois y Jean Pierre Hansen dicen (1) que en los contratos de largo plazo debe haber cl&aacute;usulas de indexaci&oacute;n: &ldquo;Como no es posible fijar un precio para los pr&oacute;ximos 20 o 25 a&ntilde;os, es necesario prever una indexaci&oacute;n del precio del gas natural sobre el de los principales substitutos. Argelia considera, por ejemplo, que la indexaci&oacute;n debe hacerse con el precio del petr&oacute;leo&rdquo;.
Agrega que en los contratos &ldquo;netback&rdquo;, la OCDE estableci&oacute; una regla seg&uacute;n la cual el valor del gas entregado al usuario final debe ser similar al precio del petr&oacute;leo. Dice la AIE que de esa manera, de un lado, el exportador rechazar&aacute; vender su gas a p&eacute;rdida y, de otro, el precio del petr&oacute;leo (equivalente) ser&aacute; el precio m&aacute;ximo que aceptar&aacute; pagar el importador de gas al pa&iacute;s vendedor.
Si una cl&aacute;usula de ese tipo (com&uacute;n en los contratos entre Argelia y Espa&ntilde;a) se hubiera negociado en el 2007, se hubiera podido suspender la venta al precio HH que, hasta el 2015, no guard&oacute; relaci&oacute;n alguna con el petr&oacute;leo. Esta &ldquo;desconexi&oacute;n&rdquo; entre los precios del petr&oacute;leo (altos) y del gas Henry Hub (baj&iacute;simos) se produjo por la enorme producci&oacute;n de gas esquisto en EEUU.
Justamente por esa &ldquo;desconexi&oacute;n&rdquo; es que Repsol busc&oacute; vender el gas en Europa y Asia. Y lo hizo con la pr&aacute;ctica de la &ldquo;re-exportaci&oacute;n&rdquo;, sin comunicarlo al Per&uacute;. Pero fueron descubiertos por Perupetro y un laudo del CIADI determin&oacute; que pagaran US$ 63 millones de regal&iacute;as. Algo parecido hizo Shell (le compr&oacute; el negocio a Repsol en el 2014), al vender siete cargamentos a Trafigura, empresa que los vendi&oacute; en M&eacute;xico, pero no al precio HH sino al precio del mercado asi&aacute;tico. Tampoco Shell le dijo nada al Per&uacute; (2).
Por tanto, el contrato &ldquo;privado&rdquo; entre Shell y la CFE fue mal negociado y es lesivo a los intereses del pa&iacute;s por las cuantiosas p&eacute;rdidas en regal&iacute;as. El Estado no puede estar ausente ya que debe cautelar el aprovechamiento adecuado de sus recursos naturales. Conclusi&oacute;n: Shell no debe renegociar ese contrato sino el Estado. Con la legitimidad de este nuevo gobierno y el apoyo de todas las fuerzas pol&iacute;ticas, PPK deber&iacute;a establecer el acercamiento diplom&aacute;tico m&aacute;s adecuado con el presidente de M&eacute;xico para resolver este problema.
La conclusi&oacute;n general es que con este modelo econ&oacute;mico, las empresas del sector energ&iacute;a han implementado una pol&iacute;tica de negocios, pero no una pol&iacute;tica energ&eacute;tica coherente a nivel nacional, en tanto cada una toma sus decisiones en base a su propia estrategia empresarial. Para que eso cambie, los contratos de gas natural deben renegociarse bajo la modalidad de contratos de servicios: el Estado decide sobre el destino de la mol&eacute;cula.
Se debe elaborar un Plan Energ&eacute;tico de Largo Plazo para &ldquo;rayar la cancha&rdquo; a todos los actores, sobre la base de los compromisos adoptados por el Per&uacute; en la COP 21 de Par&iacute;s. Los planes privados de negocios tienen el l&iacute;mite que se&ntilde;ale dicho Plan que debe ser elaborado con la participaci&oacute;n de todos los actores (p&uacute;blicos, privados y de la sociedad civil) y que, por tanto, se comprometen a cumplirlo. La exportaci&oacute;n de gas, por tanto, deber&aacute; adecuarse a esa matriz energ&eacute;tica. Necesitamos terminar con la predominancia absoluta de las &ldquo;pol&iacute;ticas de negocios&rdquo; en el sector energ&eacute;tico.
(1) Energ&iacute;a &ndash; Econom&iacute;a y Pol&iacute;ticas, de Jean Pierre Hansen y Jacques Percebois, Asociaci&oacute;n Latinoamericana de Econom&iacute;a de la Energ&iacute;a, Buenos Aires, 2014.
(2) Gas exportado: dos precios, un solo mercado, www.cristaldemira.com, 08/08/2016.

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