ÁLVARO RÍOS ROCA *
Hasta finales del año 2019 aun teníamos una visión positiva sobre la ecuación gasífera en el cono sur y hasta avizorábamos un posible superávit de producción de gas natural hacia el 2025. Las empresas en Vaca Muerta empezaban a perforar, bajar costos y elevar producción. YPFB y las pocas empresas privadas que aun operan en Bolivia tenían algunos prospectos exploratorios que podían descubrir nuevas reservas y nueva producción al 2025.
La producción de gas natural asociada al petróleo en el Presal en Brasil parecía venir viento en popa y se esperaba que se inyecte menos gas y se destine más gas al mercado interno. Finalmente, se avizoraba una lenta y complementaria penetración por parte de GNL flexible importado. Sin embargo, nada de lo anterior aconteció y todo indica que vamos camino a importar ingentes cantidades de GNL en todo Cono Sur, principalmente a Brasil.
Como todos sabemos el mercado de gas natural en Brasil está bajo una profunda y avanzada reforma para dejar atrás el secante monopolio que ejercía Petrobras en toda la cadena, lo cual resultó devastador para los elevados precios que pagan los usuarios finales. Por esta razón las empresas demandantes de gas en Brasil se encaminan a buscar oferta de producción nacional (principalmente offshore), de importaciones de Bolivia, de GNL y porque no plantear importaciones de gas natural desde Argentina.
La producción de gas natural en Bolivia como todos sabemos está en franca declinación y la escasa exploración convencional no ha dado los resultados que se esperaban. La oferta de gas natural de Bolivia ya no estará disponible como en el pasado para Brasil y ese gas debe ser reemplazado de algún lado. Lo anterior deja los gasoductos en Bolivia con cada vez mayor capacidad ociosa para llegar desde la frontera con Argentina hasta la frontera con Brasil. Y también deja con capacidad ociosa al gasoducto TBG en el lado de Brasil que si no se lo usa será revertido.
Toda esta capacidad sin uso de transporte prevista debe y puede utilizarse. Es más, se puede plantear almacenamiento subterráneo en Bolivia que sirva para optimizar las oscilaciones y estacionalidad de producción y demanda. Es decir, pico de demanda en invierno en Argentina y estiaje en Brasil. Un verdadero proyecto de integración gasífero utilizando infraestructura existente y ociosa.
La alternativa optima es que el gas ya descubierto (shale) en Vaca Muerta (con explotación eficiente y de escala puede lograr muy bajos costos de producción como ya se ha demostrado) y llegar al gran mercado de Brasil. No olvidar que la producción de gas natural del noreste argentino está también en franco declinó y depende de la producción declinante de Bolivia. Por lo tanto, tarde o temprano las empresas en Argentina tendrán que revertir con inversiones marginales el gasoducto TGN para abastecer el norte argentino y llegar así a la frontera con Bolivia.
Mientras Bolivia podría mejorar su legislación y lograr mayor exploración para sacar recursos que están bajo la tierra más adelante. El gas de Argentina puede fluir desde Bolivia sin problema al gran mercado en expansión de Brasil. ¿Por qué esperar? ¿Y si no hacemos esto que se propone se tendrá que importar vía GNL gran parte de la demanda de Brasil?
¿Que pérdidas estimadas tendría esto para el Cono Sur? Las mismas irían a parar a los países que exportan y transportan GNL. Un rápido análisis para un gas competitivo en San Pablo de entre 6 a 7 USD/MMBTU que compita con el GNL importado indica que el Cono Sur dejarían de percibir los siguientes ingresos entre 2023 y 2033. Producción de gas en Argentina: 5,600 MMUSD. Transporte de gas en Argentina: 3,500 MMUSD. Transporte de gas en Bolivia 1,500 MMUSD. Transporte de gas en TBG en Brasil: 1,650 MMUSD. Para un total de 12,250 MMUSD. Sería entregarle en bandeja de plata al GNL y que el GTB se revierta en breve.
* Ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia. Socio director de Gas Energy Latin America
