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"Es en dar que recibimos", como dijo San Francisco de Asís).

ÁLVARO RÍOS ROCA*

El mercado de gas natural en Brasil está bajo una profunda y avanzada reforma. Eso, para dejar atrás el secante monopolio que ejercía Petrobras en toda la cadena, lo cual resulto devastador. Basta resaltar que un usuario industrial de EEUU pagaba entre 3 a 5 dólares por millón de BTU ($us/MMBTU), uno de Italia (con gas importado) entre 7 a 9 $us/MMBTU y paradójicamente uno de Brasil entre 9 a 12 $us/MMBTU.

Resultado: precios elevados para el sector eléctrico y para los usuarios de gas natural que hacían al país menos competitivo y que sus ciudadanos tengan que pagar las consecuencias. Ahora, el sector de gas natural se prepara para que Petrobras salga totalmente de todos los eslabones de la cadena y se dedique a comercializar gas que produce, y está privatizando para ello casi todos sus activos.

Por esto y por otras razones (eléctricas entran en base) es que Brasil se encamina a demandar más gas natural y pasar a ser un mercado dinámico con diversos oferentes, un segmento transporte con acceso abierto, distribuidoras con más regulación y privatizando activos y, sobre todo, usuarios que deben aprender a buscar su gas de producción nacional (principalmente offshore), importaciones de GNL, de Bolivia y porque no plantear importaciones de Argentina como lo proponemos más adelante en esta entrega.

Según proyecciones estudiadas de producción de reservas P1 (cantidad estimada que, de acuerdo con los análisis geológicos y de ingeniería, son razonablemente recuperables bajo las condiciones económicas y operativas vigentes) de gas natural en Bolivia, este 2021 la capacidad máxima es de 48 millones de metros cúbicos día (MMMCD). En 2023 se situará en aproximadamente 42 MMMCD, el año 2025 bordeará los 32 MMMCD y en 2030 estará cerca de17 MMMCD. La demanda del mercado de Bolivia se situará entre 12 a 15 MMMCD en este periodo.

La escasa exploración en Bolivia, además, fue yeta con varios pozos secos. Boicobo con suerte puede dar entre 2 a 2,5 MMMCD adicionales en dos a tres años. Si la suerte acompaña, en Sararenda X3 y Margarita X10 en cerca media década podrían dar algo nuevo de reservas y producción. Los prospectos de Los Monos y San Miguel son volúmenes muy insignificantes comparados a la declinación existente y a la demanda del mercado interno, contrato con Brasil y renovaciones que quedan con Argentina.

En este contexto es que los gasoductos que llevan gas hacia Río Grande (Gasyrg y Yabog) quedarían con capacidad ociosa, al igual que el GTB (lleva gas a la frontera) y también el TBG en el lado brasilero (que lleva gas hasta Sao Paulo y el sur de Brasil). Según estimaciones el Yabog/Gasyrg tendrían 10 MMMCD de capacidad ociosa este 2021. Para 2025 estaría en 12 MMMCD y para 2030 en 22 MMMCD. Para el GTB, en 2021 la capacidad ociosa es de 12 MMMCD, en 2025 de aproximadamente 16,5 MMMCD y en 2030 de 28,5 MMMCD.

Para el caso del TBG (en caso no se revierta) 10 MMMCD en 2021, 12 MMMCD para 2025 y 24 MMMCD para 2030. Además, está el GOB (destino Cuiaba) con capacidad ociosa de 2,5 MMMCD y con un gran mercado que puede expandirse. Toda esta capacidad sin uso prevista debe y puede utilizarse y además se puede considerar almacenamiento en Bolivia que sirva para las oscilaciones y estacionalidad de producción y demanda. Es decir, pico en invierno en Argentina y estiaje en Brasil. Un verdadero proyecto de integración utilizando infraestructura existente.

La alternativa óptima 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. La producción puede levantarse muy rápidamente como lo demostró Tecpetrol que en 12 meses subió de 3 a 16 MMMCD. Si un solo operador puede hacer esto, imagínense varios operadores que, en conjunto, podrían sin duda atender una gran parte del creciente y dinámico mercado de Brasil. Si no se actúa oportunamente el TBG se revertirá y el mercado quedará en manos del competitivo GNL importado y gas de Presal. Los ductos de Bolivia no recibirán ingresos por transporte. Tanto nos llenamos la boca con integración creemos que es hora de actuar.

Finalmente, las adecuaciones para reversión en el sistema de transporte argentino para llegar a Bolivia pueden realizarse en forme incremental sin hacer muy fuertes inversiones iniciales de Capex (inversiones de capital que crean beneficios) como lo necesita el gas que podría ir por Uruguayana.

* Ex ministro de Hidrocarburos y actual socio director de Gas Energy Latin America.