- Si las inversiones avanzan en Vaca Muerta, podría reiniciar las exportaciones y demandar la capacidad de transporte asegurada que tiene Bolivia hacia Brasil
Posicionarse en el nuevo mercado brasileño es el desafío de todos sus potenciales proveedores y los cambios normativos ya están generando movimientos, en el corto y mediano plazo. Argentina hoy no tiene oferta, pero ya mira a futuro y en el horizonte está la posibilidad de exportar a través de Bolivia. No obstante, por ahora, el vecino país aún requiere importar gas para atender su demanda interna y está en un proceso de revisión de su ley sectorial para incentivar las inversiones en Vaca Muerta.
En ese contexto, Bolivia y Argentina, más allá de renovar las sucesivas adendas del GSA, deben juntarse para repensar juntos los desafíos que implica la nueva visión de la integración regional de gas natural, afirma Fernando Caratti, experto argentino con más de 20 años de experiencia internacional en gas y energía.
Y la apuesta argentina está en Vaca Muerta, con un potencial de de 308 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas natural y 16.000 millones de barriles de petróleo, lo cual, “en la práctica, representa un volumen infinito en relación al consumo del mercado interno, considerando que el mundo está yendo en la dirección de la descarbonización del planeta para los próximos años”, explica Caratti.
Por ello, si se consolidan los incentivos, se podría pensar en un incremento de la producción del gas no convencional de Vaca Muerta del orden de 60 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d) en los próximos cinco años y, en 2026, llegar a una producción total de 150 MMm3d en el país.
En ese momento, Argentina tendría gas para exportar. Y el sistema de ductos boliviano es una alternativa para llegar al mercado brasileño. Caratti advierte que para esto debería existir capacidad disponible del ducto que conecta a Bolivia y Argentina, el cual, previamente debería comenzar a operar como ducto bidireccional invierno-verano. Entonces, en 2026, cuando finalice el actual contrato de compraventa suscrito entre ambos países, y dependiendo de la producción boliviana en ese momento, el ducto podría quedar revertido permanentemente, e inclusive, ampliar su capacidad para poder incrementar las exportaciones al norte de Chile y Brasil.
Iniciar este proceso, junto con el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, requiere la construcción del nuevo ducto que vincule la Cuenca Neuquina con San Nicolás. Con ello, la empresa Integración Energética Argentina S.A. (IEASA), podría negociar con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la opción de no tomar el gas durante el verano y/o redireccionarlo hacia el mercado brasileño, y reimportar el valor del gas entregado durante el invierno, en forma de energía eléctrica desde Brasil.
Caratti destaca las posibilidades que se abren a futuro. En una segunda etapa, y luego de la finalización del GSA, los productores argentinos podrían negociar directamente con los actores bolivianos y brasileros un esquema de exportaciones permanente, utilizando la infraestructura de ductos ya desarrollada.
Adicionalmente, YPFB podría plantearle a IEASA tener la opción de reponer el gas que no pueda entregar por ducto, a través de la compra de GNL y su entrega en alguna de las terminales argentinas. Así, se garantizarían las entregas a Brasil y se desincentivaría a que ese mercado siga ampliando e instalando nuevas terminales de regasificación y/o reversión del Gasoducto Bolivia-Brasil S.A. (TBG), que no es conveniente para colocar los futuros excedentes de la producción de gas de Bolivia y Argentina.
La nueva ley
Según EFE, La Nueva Ley del Gas de Brasil, promulgada en abril, permite una mayor participación de la iniciativa privada, impulsando un mercado de gas natural abierto, dinámico y competitivo.
Impide que una misma empresa pueda actuar en todas las fases de explotación del gas, desde la producción hasta la distribución.
Establece normas para la exploración de actividades económicas de transporte de gas natural por ductos y para la importación y exportación de gas natural, así como para la exploración de actividades de flujo, tratamiento, procesamiento, almacenamiento subterráneo, acondicionamiento, licuefacción, regasificación y comercialización de gas natural.
Esto marca el final de un modelo, en el cual Petrobras tenía un 100 % de la cadena de importación y procesamiento y cerca del 80 % de la producción. Ello después de haber vendido sus participaciones en los segmentos de transporte y distribución.
135 MMm3d
Esa fue la producción promedio de gas de Brasil en junio de este año, de acuerdo a los datos de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil.
