Se inicia una nueva etapa para el gas natural en el Cono Sur

La cruda realidad nos muestra que los megacampos de gas y condensado de Bolivia descubiertos hace aproximadamente dos décadas están declinando más rápido de lo previsto. A finales de 2024, la produccion de Bolivia, estimo bordeara los 30/31 Millones de Metros Cubico Dia (MMmcd). El mercado interno demanda alrededor de 14 MMmcd promedio, lo que quedarían 16/17 MMmcd para exportar a Brasil el 2025.

Con la nueva realidad de capacidad de produccion de Bolivia, el contrato Petrobras-YPFB ha sido también flexibilizado y se ha extendido hasta 2027 con nuevas condiciones de entrega y recepción. Los brasileños no se han quedado dormidos y tienen una serie de plantas de regasificación (GNL) instaladas en sus costas que le dan respaldo, pero sin duda que es un gas con precios vinculado a marcadores internacionales y mayormente en el mercado spot. Lo anterior se traduce en precios más elevados principalmente para los usuarios industriales y su competitividad. 

También existen dos proyectos en marcha costa afuera que darán nueva capacidad hacia el 2028/2030. Tampoco es un gas muy competitivo porque debe remunerar costos de capital y operación nada despreciables para produccion en el mar.

Por el lado argentino, las proyecciones son diferentes. Mientras todas las cuencas de yacimientos convencionales declinan aceleradamente, la cuenca neuquina de la mano de los hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta (fracking) ha probado excelentes resultados de eficiencia y con bajos costos de producción.

Debemos recordar que Argentina tendrá que seguir importado Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir el pico de invierno que tiene y que no puede ser abastecido por gasoducto. Argentina, de la mano del Estado, está agilizando inversiones poder revertir en fases el gasoducto TGN y tener algo más de gas en el norte del país para este invierno y dejar de importar de Bolivia hacia octubre de este 2024. Fin de un ciclo.

La oferta de gas natural en Argentina ha aumentado notablemente y existen excedentes de gas para seguir aumentando el abastecimiento de gas regional hacia Chile y Uruguay y comenzar a mirar el mercado de Brasil.

La problemática para los productores argentinos que quieran exportar hacia Brasil, radica en que bajo el nuevo modelo que se tiene, tendrán que realizar inversiones adicionales para ampliar la capacidad en TGN y otros gasoductos. 

La macroeconomía y la regulación, que están tratando de ajustar, aún no logran que el sector privado construya gasoductos y estaciones de compresión que puedan remunerar adecuadamente los costos de capital y operación. Vamos a ver en qué termina la pulseta de la gestión del presidente Milei para enderezar la economía y la regulación para que las inversiones privadas aterricen en el vecino país en esta infraestructura.

La otra problemática radica en cómo y por dónde llegar al mercado de Brasil. La opción natural, lógica, eficiente y económica es que, con el gas en la frontera con Bolivia, se utilice la capacidad que va quedando ociosa en los gasoductos que van de sur a norte hasta Rio Grande. De allí a Brasil, por los dos gasoductos que van hacia los mercados de Cuiba y de San Pablo. Toda una tarea titánica que queda por delante para hacer realidad esta integración gasífera a la inversa, y que marca una nueva etapa de la relación energética entre los tres países además de Chile y Uruguay.

En inglés, llamaríamos esto un win win tripartito. Es decir, se generan dólares para Argentina por la exportación de gas, se generan dólares en Bolivia para transportar el gas natural y que los ductos no queden ociosos, y finalmente los usuarios brasileños tienen la opción de contar con un gas que debe y debería ser más competitivo que las dos fuentes anteriores citadas.

Ojalá los gobiernos estén maduros para permitir que se genere un proceso de integración que merece reglas y regulación claras, tarifas y contratos de largo plazo. Este 2024 debería ser bastante decisivo. En fin, soñar no cuesta nada y seamos optimistas que creo se puede.