AUTOR: ÁLVARO RÍOS ROCA
SOCIO Y DIRECTOR DE GAS
ENERGY LATIN AMERICA
Había necesidad virar al gas natural. Argentina exportaba gas natural a Chile a través de varios gasoductos, y su mercado interno continuaba creciendo. En resumen, el Cono Sur giró muy fuertemente a utilizar gas natural producido regionalmente.
En 2001, Argentina entró en su peor crisis económica, y mantuvo irrisoriamente bajos los precios del gas en su mercado interno, lo que frenó la exploración en seco. En breve se redujeron las exportaciones a Chile y, a partir del 2004, tuvo que comenzar a buscar importaciones de Bolivia (2010) y también GNL (dos plantas). Chile no tuvo otra opción y optó por conseguir abastecimiento de GNL (dos plantas).
Brasil, a partir de la guerra del gas, la nacionalización y los cambios regulatorios y fiscales que se daban en Bolivia (2003/2006), observo que esto era un freno a cualquier nueva exploración, y optó por diversificar e importar GNL (tres plantas). En resumen, ante el escenario de menor exploración en la región e incertidumbre de suministro, Chile, Argentina y Brasil optaron por paliar la demanda con GNL.
En 2005, Brasil descubrió el Presal, con 176 billones equivalentes de barriles de petróleo y gas, y donde Petrobras y varios actores apostaron, apuestan y apostarán recursos económicos y tecnología. Brasil está cediendo áreas y otorgando incentivos y mejores términos fiscales, regulatorios y de mercado para aumentar exploración y mejorar producción desde el Presal, y también desde otras cuencas.
La producción de gas natural en Brasil va en aumento. En 2007, Brasil producía 15.2 Millones de Metros Cúbicos Día (MMMCD) y, a junio del 2017, la producción subió a 59 MMMCD. El promisorio Presal, que empezó produciendo 0.32 MMMCD en 2008, ya entrega al mercado 25 MMMCD, a junio de 2017. El Presal tiene un enorme potencial y, si se consiguen inversiones para desarrollar infraestructura y separar el CO2, habrá mayor producción de gas en Brasil. Por ahora, se estima que la producción al 2025 llegará a 80 MMMCD, de los cuales 40 MMMCD serán del Presal.
Vaca Muerta en Argentina tiene recursos técnicamente recuperables del 308 TPC de gas natural. Una serie de incentivos, acuerdos con sindicatos y mejores precios para el gas en boca de pozo están gestando ya una serie de millonarias inversiones para producir eficientemente shale y tight gas. En 2014, Argentina producía 113 MMMCD y, a mayo del 2017, subió a 122 MMMCD. De este total, 29 MMMCD ya son de tight y shale gas.
Las estimaciones son que, para el 2025, Argentina esté produciendo cerca de 140 MMMCD, de los cuales 75 MMMCD serán de tight gas y shale gas.
Bolivia, que tenía parada su exploración, ha reaccionado con una ley de incentivos económicos y algunos decretos reglamentarios para atraer mayor exploración, principalmente del sector privado. Varios prospectos con potencial en los bloques de Caipipendi, Huacareta, Azero, Charagua y otros bloques serán perforados entre 2017 y 2021, para tratar de encontrar nuevas reservas y tener nueva producción. Si la geología es favorable, Bolivia podrá tener más excedentes exportables hacia el 2025.
Brasil, Argentina y Bolivia incentivan conseguir fuertes inversiones para nueva producción de gas natural. Vamos a observar qué se torna real de todo esto. Es posible que el Cono Sur en la próxima década pueda pasar a ser excedentario en suministro del energético, y los productores tendrán que tornarse ingeniosos para competir con precio y condiciones de entrega.
La ecuación no se cierra ahí, habrá también competencia de GNL importado, principalmente de EEUU, que tiene la ventaja de ser flexible y donde se avizoran nuevos proyectos de regasificación. Por ahora, todo indica que el mercado se tornará altamente competitivo. Mucho dependerá también de la demanda y de que los países del Cono Sur retomen crecimiento económico.
Publicado por: Diario Gestión (22 de Agosto del 2017)