POR DANIEL MONTAMAT. EX SECRETARIO DE ENERGIA Y EX PRESIDENTE DE YPF

Hay dudas geológicas para investigar e incertidumbre regulatoria para despejar, pero el futuro energético de la Argentina y sus vecinos regionales vuelve a tener como epicentro las potencialidades del desarrollo de gas natural y las oportunidades que ofrece al relanzamiento del proceso de integración.

El gas natural es la fuente de energía primaria que mayores expectativas ha creado en esta década a partir del impactante desarrollo del gas no convencional en los Estados Unidos. Vuelve a hablarse de una sustitución intra-fósiles en la matriz de energía mundial; de los fósiles más contaminantes como el carbón y el petróleo, al menos contaminante, el gas natural.

De esa sustitución depende una transición menos traumática de la diversificación de la oferta energética mundial, donde el rol de las energías alternativas a la energía fósil (hidro, nuclear, eólica, biomasa, solar) deberá ir creciendo de la mano de la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero . El desarrollo del gas no convencional y los recursos potenciales que incorporan al horizonte de reservas probables ya ha llevado a correr sine die el preanunciado pico de producción basado en la evaluación de las reservas probadas explotadas de gas convencional.

Las dudas respecto a la oferta petrolera subsisten.

La geopolítica del petróleo y la creciente dependencia de crudos no convencionales (pesados, esquistos, arenas bituminosas) para satisfacer la demanda mundial las retroalimentan . En el gas natural, en cambio, el potencial de los reservorios de gas de esquistos (shale gas) y el gas de arenas compactas (tight gas), rompen el dominio de las reservas convencionales que hasta ahora ostentan Rusia, Irán y algunos países del Golfo. Si el gas natural empieza a desplazar al carbón mineral en la generación eléctrica, es muy posible que en la próximas dos décadas se transforme en la segunda fuente de abastecimiento de energía primaria en el mundo.

El futuro del gas natural también impacta en América del Sur. En esta última década la región dejó de construir gasoductos para integrar sus cuencas productivas y los mercados de consumo. La prioridad del abastecimiento interno, que se esgrimió en muchos países productores, volvió poco confiable para los importadores el abastecimiento proveniente de la región. Argentina dejó de exportar a Chile (también a Brasil y Uruguay), para convertirse en una gran importador de gas (ya importa el 25% de su consumo); y Bolivia perdió el rol de abastecedor regional que se proponía en la década pasada.

Con sobresaltos, apenas puede abastecer a sus mercados externos (Argentina, Brasil) y cumplir con su demanda interna. Chile construyó plantas de regasificación (Quintero y Mejillones); y Argentina y Brasil tuvieron que acudir a instalaciones flotantes para importar gas regasificado. Perú exporta el 40% de su producción como gas natural licuado (GNL) a la costa oeste de América del Norte.

Hoy la fotografía regional es de autarquía energética y desintegración de los mercados regionales, con intercambios limitados a excedentes, creciente demanda de gas por barco, y apertura de algunos mercados externos para colocar gas de la región (GNL).

Pero la posibilidad de desarrollar nuevos recursos de gas en la región puede cambiar la película.

Perú tiene promisorias perspectivas para desarrollar más gas convencional (¿40 trillones de pies cúbicos?). Bolivia tiene que explorar y desarrollar nuevas reservas para honrar sus compromisos de exportación. Argentina, que está agotando sus reservas probadas de gas convencional, tiene interesantes desafíos para desarrollar shale gas, sobretodo en la cuenca neuquina .

Brasil evalúa usar el gas del off shore construyendo gasoductos al continente frente a la alternativa de invertir en plantas flotantes de licuefacción para sumarse al suministro internacional de GNL. Pero el gas está y Brasil viene descubriendo nuevos yacimientos on shore. Llegó la hora de replantear acuerdos mínimos para relanzar un proceso de integración que priorice el desarrollo de la demanda regional . Es casi obvia la factibilidad técnica, económica y ambiental de un gasoducto que vertebre las reservas peruanas y el norte de Chile . Ya está evaluada la conexión Tasco-Tocopilla y el cierre Uruguayana – Porto Alegre en el Proyecto “Sistema de gasoductos del Cono Sur” que financió el Banco Mundial. Están las reservas (o la posibilidad de su desarrollo) y está la demanda. Todo suma para que la región vuelva a plantearse una estrategia energética conjunta con eje en las potencialidades que ofrece el gas natural.