Debemos acelerar las obras para monetizar los recursos antes de que se incrementen las restricciones al uso de hidrocarburos y carezcan de valor.
Gracias al plan Gas.Ar se observa un fuerte crecimiento en su producción, impulsado por la evolución de la cuenca neuquina y la formación Vaca Muerta en particular. Ante este incremento en la producción, se vuelven a poner en el tapete los cuellos de botella que se presentaron en 2019 y las obras necesarias para permitir la continuidad de ese crecimiento mientras desde distintos medios se menciona el fin de la era de los hidrocarburos. Dado este nuevo contexto se actualiza el artículo publicado en Energía y Negocios anuario 2020; “¿Dónde vendemos el gas de Vaca Muerta?”.
Antes de comenzar el análisis de la demanda potencial y las obras necesarias para abastecerla, debemos señalar una serie de externalidades, restricciones legales y características técnico-económicas de la producción, el transporte y la distribución del gas que le confiere una serie de complejidades inexistentes en otros mercados. Éstas son:
1 Alta inversión en la producción, lo que requiere reglas de juego estables.
2 Alta inversión en el transporte y la distribución lo que los convierte en monopolios naturales.
3 Alto costo de transporte, que determina la existencia de una serie de mercados regionales y no un mercado global.
4 La mencionada existencia de altos costos hundidos tanto por productores como consumidores y los altos costos de transporte, brindan una gran capacidad de negociación por parte del agente que cuente con acceso a mercados alternativos contra el agente que no los tenga.
5 La utilización de cláusulas de Take or Pay (TOP) y Delivery or Pay (DOP) con diversos tipos de punitorios en caso de no cumplimiento con el fin de cruzar riesgos entre oferentes y demandantes.
6 La coexistencia de contratos a largo plazo y mercados spot.
7 Fuerte estacionalidad en la demanda.
8 Existencia de distintos tipos de subsidios, que impiden reflejar totalmente los costos sociales.
9 Las características de servicio público del gas y derecho humano de la energía.
10 El impacto ambiental, claramente inferior al del uso del carbón y que debe ser correctamente comparado con las otras fuentes.
11 Disposición legal para abastecer primero al mercado local y luego a las exportaciones.
12 Gran diversidad de yacimientos con costos asociados para la producción de gas totalmente diferentes.
13 Existencia del efecto amortiguador del “Line Pack” que consiste en el stock de gas a presión en las tuberías de transporte y distribución. Esta característica lo diferencia del sector eléctrico.
14 Gran dificultad técnica para modular la producción en los pozos de baja permeabilidad.
Respecto a este último punto, las características de los yacimientos, existen libros enteros escritos, pero apelando a la síntesis, se destacan cuatro aspectos relevantes: Primero, si se trata de un yacimiento on shore u off shore. Segundo, la característica de los fluidos, ya que puede tratarse de un yacimiento de gas seco, gas húmedo, gas y condensados, o un yacimiento de petróleo con gas asociado. Tercero, la permeabilidad de la roca reservorio (alta, baja o nula permeabilidad) y la correspondiente productividad por pozo. Y cuarto, la magnitud del yacimiento y su correspondiente escala y amortización de costos.
Destacamos estos cuatro aspectos porque las diferentes combinaciones crean un amplio abanico en los costos del gas. Respecto a los casos particulares que nos incumben, en Argentina cada vez tienen menor relevancia los yacimientos de petróleo con gas asociado, cuyos costos son amortizados por el petróleo o los mega yacimientos como Loma la Lata, cuyos costos medios son muy bajos. Hoy el grueso de la producción, y dónde se espera mayor crecimiento, proviene de la formación Vaca Muerta, donde por tratarse de una formación no convencional se deben realizar miles de pozos y decenas de miles de fracturas para tener producciones significativas con el costo que ello significa.
A continuación, haremos un muy breve repaso de la evolución de la producción de gas por cuenca. La cuenca del Noroeste presenta una prolongada declinación, hoy su producción no llega al 20% de los máximos del 2003. La cuenca del Golfo San Jorge alcanzó su máximo en 2015 para luego declinar levemente.
La cuenca Austral presenta una larga tendencia suavemente creciente y un máximo reciente, el año 2019. Con respecto a la cuenca neuquina, luego del prolongado período de declinación de los yacimientos convencionales, en el año 2013 se revierte la tendencia hasta alcanzar un nuevo máximo en 2019. Con el fin de los beneficios de la resolución 46/2017 se puso de manifiesto la alta tasa de declinación de la producción no convencional. Por último, gracias al Plan GAS.AR durante 2021 se ha logrado un fuerte incremento de la producción.
La evolución de la producción por cuenca tiene su correlato directo con la utilización de los gasoductos. El gasoducto San Martin, que inicia en la cuenca Austral opera cerca de su máxima capacidad en el tramo Tierra del Fuego – Santa Cruz, teniendo luego capacidad disponible. El Gasoducto del Norte, tiene amplia capacidad disponible por la caída en la producción de la cuenca del Noroeste y por la reducción de envíos de gas desde Bolivia. El Gasoducto Centro Oeste opera a plena capacidad durante todo el año y por último los gasoductos NEUBA I y II tienen un alto nivel de carga durante el invierno y capacidad disponible fuera de temporada.
El autor de esta nota celebra que el Decreto 489/2021 haya incluido en el presupuesto fondos para realizar tres gasoductos de vital importancia para potenciar el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, así como también la asignación a obras de infraestructura del sector de las ganancias extraordinarias por la exportación de energía a Brasil, como establece la Resolución 1.037/2021.
El gasoducto Mercedes-Cardales y su correspondiente planta compresora será parte de un segundo anillo de alta presión en Buenos Aires, y por medio de este tramo se podrá abastecer con gas proveniente del NEUBA II al ciclo combinado ubicado en Campana. El Line Pack de este anillo brindará una rápida capacidad de respuesta ante los incrementos de la demanda.
El gasoducto Tratayén-Saliqueló conecta Vaca Muerta con la parte final del NEUBA II permitiendo evacuar mayores volúmenes desde Neuquén, evitar la importación de GNL por Bahía Blanca (y el correspondiente alquiler del barco regasificador) y liberar volúmenes de gas para industrializar en Bahía Blanca.
Además, este trazado permite realizar la obra en dos etapas y otorgar flexibilidad al sistema. La disponibilidad de mayores volúmenes de gas a lo largo del trazado permitirá incrementar su uso como insumo en la industria de los fertilizantes. Profertil, empresa conjunta de YPF y Nutrien ubicada en Bahía Blanca, ha anunciado el proyecto de duplicar la capacidad de producción de urea en caso de disponer de mayores volúmenes de gas. Ésta empresa es la mayor usuaria de hidrógeno del país, sector de amplio dinamismo, por lo cual es estratégico seguir desarrollándolo. (Ver Giussani, Luis Alberto; El hidrógeno y la Patagonia, mucho más que buenos vientos. Energía y Negocios Octubre 2021.)
También posee una partida presupuestaria específica la conexión del gasoducto Centro-Oeste con el gasoducto Noroeste. La obra consistirá en una ampliación mediante loops del primer tramo del Centro-Oeste y luego la conexión entre La Mora y Tío Pujío, en las afueras de Villa María, Córdoba. Este gasoducto también permitirá evacuar mayores volúmenes desde Neuquén y utilizar la capacidad disponible en el gasoducto del Noroeste y sustituir importaciones desde Bolivia.
Las importaciones desde Bolivia y el acuerdo de 20 años que las rige merecen un renglón aparte. En 2006 se firmó un acuerdo para importar gas desde Bolivia por 20 años, la firma del contrato se realizó en un período de fuerte caída en la producción y en las reservas de Argentina, particularmente las de su mayor yacimiento: Loma la Lata. Por el contrario, Bolivia tenía en vigencia otro contrato para colocar su producción en Brasil entre 1999 y 2019.
Dada la situación de debilidad de uno de los negociantes y la fortaleza del otro, Bolivia impuso condiciones 1 , Argentina pagó más que Brasil mientras que carecía de la prioridad para el llenado de los gasoductos. Hábilmente los negociadores por la parte boliviana lograron cobrar un precio cercano al spot de GNL (y con bajo Delivery or Pay) cuando en realidad se trata de un suministro de base y de largo plazo vía gasoducto. Sobre este contrato ya existen cinco adendas firmadas, venciendo la quinta en diciembre de 2021 mientras restan cinco años de contrato.
Hoy la Argentina cuenta con los recursos gasíferos como para revertir esta debilidad en la negociación, pero para ello debe realizar el nuevo gasoducto Centro Oeste-Noroeste (La Mora a Tío Pujío) y seguir incrementando la producción. En caso contrario deberemos negociar en debilidad con un oferente monopólico que sabrá de su fortaleza.
Todas estas obras refuerzan a un bajo costo el suministro al mercado interno y, adicionalmente, posibilitarán mayores exportaciones. Ese es el orden correcto para realizarlas, ya que el mercado argentino es el que ofrece un mayor beneficio social para el crecimiento de la oferta de gas natural, debido a que sustituyen onerosas importaciones de gas natural, de GNL y de combustibles líquidos. La mayor disponibilidad de gas natural a bajo costo permitirá el crecimiento industrial en sectores clave, la disminución de los subsidios por parte del gobierno e incrementar aún más la participación del gas natural en la matriz energética. Esto podría lograrse generalizando el uso del gas natural licuado en el transporte de cargas.
En Argentina, no existe ningún otro proyecto que permita sustituciones de importaciones por montos similares a los que permitirán los nuevos gasoductos desde Vaca Muerta.
Las importaciones
Cuantificando las importaciones, que podrán ser sustituidas por estas obras, podemos mencionar que, de acuerdo a los datos del INDEC, durante el acumulado de los últimos 12 meses (desde noviembre 2020 hasta octubre 2021) se realizaron importaciones de GNL, Gas Natural, fuel oil y gasoil por 3.752 millones de US$. El costo aproximado de uno de los dos nuevos gasoductos troncales es de aproximadamente 2.000 millones de US$, con una primera etapa de 865 millones de US$. Claramente es una inversión necesaria y altamente rentable.
Otro factor de riesgo es la tendencia creciente que están verificando los precios de los hidrocarburos, por lo cual es urgente comenzar y terminar las obras en el menor plazo posible.
Desarrollo de mercados internacionales
Argentina dispone de gasoductos de exportación a Chile, Uruguay y Brasil. Se destaca que con todos ellos ha restablecido la exportación. Veremos qué posibilidades hay de ampliar los mercados regionales y globales.
Actualmente se le vende gas a Uruguay durante todo el año. Durante el invierno se trata de GNL regasificado en Escobar (que Uruguay paga al correspondiente valor) y durante el resto del año se trata de gas producido localmente. El incremento de la exportación a Uruguay, país con el que nos unen dos gasoductos, no implica más infraestructura que la necesaria para abastecer una mayor demanda en la región de Buenos Aires. Resulta natural suministrar GN a Uruguay, un pequeño mercado, donde el gas brinda soporte para los períodos de baja generación eólica y escaso caudal en los ríos. Este año, debido a la intensa sequía en Brasil, Uruguay debió recurrir de manera mucho más intensiva a la generación térmica. Eso se debió a dos motivos, primero a la necesidad de reemplazar a la caída en su propia generación hidroeléctrica y segundo por el incremento de sus exportaciones de electricidad a Brasil.
Chile es el mercado regional que en lo inmediato ofrece las mejores oportunidades. Analizaremos independiente la exportación a las zonas central, austral y norte del país.
La exportación a Chile por los gasoductos centrales es altamente conveniente para ambas partes, ya se han realizado numerosas operaciones en períodos no invernales. Para la Argentina es un mercado al que puede acceder desde Vaca Muerta con infraestructura en gran medida disponible, y a Chile le permite una baja en los costos de importación de GNL y posterior regasificación. En esta zona hay dos gasoductos de exportación: Gasoducto del Pacífico que parte desde Loma la Lata y Gasandes, que parte desde el Gasoducto Centro Oeste en Mendoza. Éste último está conectado con la planta de regasificación de Quinteros en Chile.
Actualmente se exporta gas a Chile en períodos no invernales, lo cual brinda una excelente posibilidad de colocar la producción en períodos de baja demanda, mientras que los importadores de Chile sustituyen al oneroso GNL. Sin embargo, en el período invernal, con el fin de priorizar el abastecimiento al mercado interno no están autorizadas las exportaciones. Esta situación debería cambiar en poco tiempo ya que existen posibilidades superadoras para todas las partes involucradas (en economía se diría que no nos encontramos en un óptimo en sentido de Pareto).
El diferencial entre el precio del GNL que importa Chile y el costo de producción local es significativo, por lo tanto están dadas las condiciones económicas para llegar a una transacción en donde ambas partes salgan beneficiadas sin restringir el abastecimiento a la demanda local. Eso se lograría, acuerdo de provisión de largo plazo mediante, realizando Plantas de Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural (ASGN) en la cuenca neuquina con el fin de abastecer al mercado de Chile durante el período invernal. De esta manera, flexibilizando la oferta mediante ASGN, se podría abastecer al mercado invernal de Chile, lo cual permitiría elevar la producción durante todo el año.
Se puede trazar la similitud entre el acuerdo de provisión a Uruguay con la evolución futura del intercambio con Chile. En ambos casos se suministra gas de producción local durante el período no invernal, mientras que en la temporada fría los países vecinos acuerdan pagar un precio mayor. En el caso de Uruguay por el GNL más la licuefacción y en el caso de Chile para cubrir los costos del almacenamiento.
En ese aspecto, es auspicioso lo que están haciendo las empresas YPF y TECPETROL. La primera con el proyecto en desarrollo desde 2019 del ASGN de Cupén en Neuquén, conectado al Gasoducto Cordillerano y al NEUBA I con una capacidad de entrega en período invernal de 2,5 millones m3/día. En el caso de TECPETROL con el proyecto de Aguada del Indio Sur, en Río Negro, Cuenca Neuquina con una capacidad de 3 millones m3/día. Para convertirnos en un proveedor confiable durante todo el año se deberán realizar más obras de este tipo.
En la zona austral de Chile, en Punta Arenas, la empresa Methanex que elabora Metanol, tiene una gran demanda de GN que no alcanza a ser abastecida por la producción chilena del Estrecho de Magallanes. Con el fin de abastecer a dicha planta, existen cinco gasoductos de exportación desde Tierra del Fuego y desde el sur de Santa Cruz. De manera similar al caso de la zona central, contando con ASGN se podrían realizar exportaciones en firme o bien la empresa Methanex podría realizar una operación similar a la realizada con Uruguay adquiriendo GNL a ser entregado en el puerto de Escobar y luego realizando un swap.
Nuevamente se deben mencionar los emprendimientos realizados por YPF y CGC. La primera en Diadema, a 30 Km de Comodoro Rivadavia, en operación desde 2001 con 1,5 millones m3/día de capacidad invernal, y el ASGN Sur Río Chico a 20 Km de Río Gallegos en desarrollo desde 2019 por CGC con una capacidad de 2 millones m3/día.
En la zona norte del país debido al decaimiento de la cuenca del Noroeste, así como de Bolivia, los gasoductos tienen gran capacidad de transporte disponible.
Aquí es clave el nuevo gasoducto que se ha planteado Centro-Oeste-Tío Pujío. Mediante esta obra se podrá revertir el direccionamiento de los gasoductos del norte abasteciendo desde Vaca Muerta a la demanda del Noroeste Argentino, también abastecerá a los gasoductos de exportación al norte de Chile y, posiblemente en el futuro, podrá abastecer al mercado de San Pablo por medio del gasoducto Bolivia-Brasil.
De todas maneras, antes de contar con esta obra se pueden realizar exportaciones de gas en períodos no invernales e importaciones de gas en invierno. O bien directamente trueques intertemporales de gas, de manera similar a lo que ocurriría con los almacenamientos de gas, e decir, durante los meses no invernales Argentina exportaría o acumularía cierto volumen de crédito de gas y durante el invierno Argentina importaría gas desde la planta regasificadora de Mejillones en el norte de Chile o utilizaría ese crédito de gas.
En cuanto a la exportación de gas a Brasil, si bien es cierto que hoy el país vecino es fuertemente demandante debido a la histórica sequía en sus cuencas hídricas y su dependencia de la generación hidroeléctrica, esta situación puede revertirse en el mediano plazo.
En Brasil existe la competencia potencial de los volúmenes de gas natural que se quema o se re inyecta en los yacimientos. Para el mes de septiembre de 2021 en Brasil la quema alcanzó un volumen de 4 millones de m3/día y la reinyección de 67 millones de m3/día, esto es equivalente al 54% de la producción argentina.
Efectivamente, el 53% de la producción de gas de Brasil se quema o se reinyecta en los yacimientos. La mayor parte de esa reinyección se realiza en los campos off shore pre sal. Si bien el costo de exploración y perforación está amortizado por la producción de petróleo, al tratarse de yacimientos off shore y con un alto contenido de CO2, el costo de producción del gas es bajo pero no despreciable.
Actualmente Brasil está por culminar el tercero de los gasoductos para transportar dicho gas a los principales centros de consumo, con los cuales podría extraer 44 millones de m3/día. No es menor que tenga en carpeta realizar otros tres, que sumarían 515 km de ductos off shore y 45 millones de m3/día. Otra posibilidad que podrían utilizar es la de abastecer plantas flotantes de GNL de escala mundial, como las que actualmente operan en Australia.
Lo concreto es que hoy nos une un gasoducto de exportación a Uruguayana, el cual abastece una central térmica. Disponiendo de mayores volúmenes en la zona central de Argentina mediante las el gasoducto existente en una situación de sequía Brasil sería un excelente cliente.
El precio del gas
Brevemente descripto, el mercado argentino del gas funciona de la siguiente manera: por el lado de la demanda, las tarifas del sector residencial, las Entidades de Bien Público y los comercios de bajo consumo están establecidas en pesos con significativos subsidios por parte del estado, mientras que el GNC y el sector industrial abonan el precio de mercado; respecto a las exportaciones, estas no pueden realizarse a un precio inferior a los del mercado interno. Por el lado de la oferta no hay subsidios. Por medio del Plan GAS.AR se establecieron licitaciones por aproximadamente la mitad del gas consumido en el país.
El precio se acordó en dólares por un plazo de 4 años, dándole a las empresas un horizonte para poder realizar las inversiones y al gobierno el acceso al combustible más económico. El resto de la oferta de gas que consiste en el gas importado, cuenta con un precio previamente acordado o depende del mercado internacional. Durante el año 2020, debido a la crisis internacional del COVID, los precios resultaron extraordinariamente bajos, sin embargo se puede observar la fuerte recuperación en el 2021.
Alguno intentará criticar la complejidad del funcionamiento, pero no se debe dejar de mencionar que debido a las catorce externalidades, restricciones legales y características técnico-económicas mencionadas al principio del artículo, todos los mercados de gas presentan complejidades.
Sí podemos mencionar que un elemento superador sería el de brindar mayores incentivos económicos a los almacenamientos subterráneos de gas natural, lo cual por ejemplo podría realizarse con una normativa que les autorice la exportación en período invernal de un porcentaje de lo almacenado.
En ese aspecto también se puede destacar que la fuerte competencia entre las empresas locales por el mercado chileno ha llevado a que los precios de exportación se encuentren muy cerca de los precios locales, aunque el precio de los sustitutos sea sensiblemente mayor. Dicho de otra manera, la mayor competencia local respecto a la demanda chilena les ha otorgado una gran capacidad de negociación. Un acuerdo entre los productores locales podría ser beneficioso para todos posibilitando el financiamiento de nuevas obras en base a las ganancias obtenidas.
Líquidos
Hasta aquí, cuando hablamos de la producción de gas nos hemos referido a los mercados y obras vinculadas al principal de sus componentes, el metano, sin embargo de un pozo productor surge una variada mezcla de gases. La composición de gases es diferente en cada yacimiento (y cada pozo). Además del metano hay variables cantidades de otros hidrocarburos como etano, propano, butano y gasolina natural (compuesta por pentano y superiores) y gases inertes como nitrógeno y dióxido de carbono, agua y trazas de mercurio.
Pese a que estos hidrocarburos se encuentran en pequeñas proporciones, debido a su valor muy superior al metano, su extracción tiene un efecto muy significativo sobre la rentabilidad y la generación de valor de los proyectos.
En Argentina existen numerosas plantas de acondicionamiento y separación de gases que extraen propano, butano y gasolina natural, pero sólo dos plantas que además de los gases anteriores extraen el etano. Estas son el complejo Cerri, realizado por Gas del Estado en las afueras de Bahía Blanca, que permitió el nacimiento de dicho polo petroquímico y Mega, que permitió su crecimiento. Pocas asociaciones, si es que existe otra en Argentina, han sido tan bien pensadas como Mega. Empresa que surgió como una asociación entre YPF, dueña del otrora principal yacimiento del país, Loma la Lata, con el 38% de las acciones, Petrobras demandante del propano, butano y la gasolina natural con el 34% y Dow propietario de Petroquímica Bahía Blanca, demandante de etano para producir etileno y luego polietileno. El proyecto Mega consistió en una planta separadora de gases en las cercanías de Loma la Lata, un nuevo ducto de 600 km hasta Bahía Blanca y una planta fraccionadora de gases en destino que cuenta con instalaciones de almacenamiento y embarque.
La situación actual brinda una serie de oportunidades y desafíos para MEGA. El incremento de la producción de gas en Neuquén permite ampliar la capacidad instalada, de hecho en la firma se plantean tres alternativas de crecimiento: ampliar la planta de Neuquén, construir otra similar en otro sitio de la cuenca o realizar pequeñas plantas adicionales. Por otra parte, es necesario mencionar que MEGA fue diseñada para procesar la composición cromatográfica de gases de Loma la Lata, sin embargo, los gases que actualmente se están extrayendo de la formación Vaca Muerta tienen un mayor contenido de etano (+100%), de propano (+70%) y de butano (+40%) mientras que tienen un menor contenido de gasolina natural.
El ingreso de gas con una composición diferente y variable requerirá de inversiones para poder operar la planta al máximo de su potencial. Esta situación tiene un agravante: si bien en un yacimiento convencional cada pozo puede tener variaciones en la composición y así como también puede modificarse con el decaimiento de la presión, estos efectos son mucho más marcados en los pozos de yacimientos no convencionales. De incrementarse la extracción de etano, surgirá un nuevo escalonamiento aguas abajo, se podría aumentar la capacidad productiva del polo petroquímico de Bahía Blanca y/o se podrían realizar instalaciones para su exportación en estado líquido. Cabe aclarar que la temperatura de licuefacción del etano es de -89 °C contra los -161 °C de GNL.
Licuefacción
Luego de la construcción de los nuevos gasoductos troncales y de haber abastecido por medio de los gasoductos de exportación existentes al mercado regional, se podría evaluar la conveniencia de realizar exportaciones por medio de GNL. Se indica a éste, como el último mercado porque es altamente competitivo y tiene un menor net back debido a la necesidad de descontar los costos de la licuefacción.
Como mencionamos al principio del artículo, los distintos yacimientos tienen costos de extracción del gas natural muy diferentes. Los incrementos en la eficiencia y la disminución de los costos alcanzados en Vaca Muerta por las empresas del sector permiten garantizar la conveniencia económica de abastecer a los mercados internos y regionales durante todo el año. Sin embargo, el mercado de GNL es altamente competitivo y volátil, durante el año 2020 y principios de 2021 la exportación de GNL hubiera generado quebrantos, mientras que a fin de 2021 es altamente rentable.
Sin embargo, a mediano plazo se puede inferir una demanda sostenida por el remplazo del carbón por gas natural antes de que las presiones para el remplazo de los hidrocarburos impida su utilización.
Volviendo a la exportación por medio de GNL, antes de realizar una terminal de licuefacción, se podría pensar en alcanzar un acuerdo comercial y realizar la operación por medio de la planta de regasificación de Quintero, ya que existe un gasoducto que la une y cuenta con instalaciones de embarque y almacenamiento. La reconversión de plantas de regasificación a licuefacción ha sido realizada en USA y se debe estudiar su conveniencia.
Conclusiones
Es interesante repasar como, a lo largo del artículo, se observan los efectos que de las mencionadas externalidades, las restricciones legales y características técnico-económicas de la producción, el transporte y la distribución de gas.
El desarrollo masivo de Vaca Muerta ha permitido que las empresas optimicen los procesos, lo cual se tradujo en una baja sensible de los costos de producción. Hoy sólo existen subsidios al consumo de gas, mientras las empresas participan de subastas para abastecer al mercado interno a precios muy competitivos internacionalmente.
Debido a los costos logísticos del transporte y la distribución del gas natural en los mercados locales y regionales se obtiene un net back mayor que mediante la exportación de GNL.
Repasando la historia, en 1977 se descubría el mayor yacimiento de gas del país, Loma La Lata, y en 1988 se inauguraba el gasoducto NEUBA II, que conecta Neuquén con Buenos Aires, obra que tomó sólo 359 días y cambió para siempre la matriz energética del país. En abril de 2011 se publica el informe que coloca a la formación Vaca Muerta como una de las más promisorias a nivel mundial. Sería deseable que 11 años después de ese evento estemos inaugurando un nuevo gasoducto troncal, con el fin de reforzar el suministro del hidrocarburo más ecológico y económico.
Rápidamente debemos realizar la infraestructura necesaria para fortalecernos en estos mercados. El gas es un combustible de transición dentro del paso a una economía descarbonizada. Debemos aprovechar esta ventana de oportunidad que no será permanente.
*Economista especializado energía y transiciones energéticas.
1 Para el año 2006 se verificaba una particular estructura de mercado. Argentina, así como también Brasil, importadores de gas en aquellos años enfrentaban cada uno a un oferente monopólico: Bolivia. Mientras que Bolivia enfrentaba un duopsonio (dos compradores; Brasil y Argentina). El agravante para Argentina fue la negociación en una situación de debilidad y con un precio piso ya establecido por el contrato Bolivia-Brasil.
Links de interés:
Agéncia Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural: https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/publicacoes/boletins-anp/boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural
Giussani, Luis Alberto; ¿Dónde vendemos el gas de Vaca Muerta? Energía y Negocios Anuario 2020.
Giussani, Luis Alberto; El hidrógeno y la Patagonia, mucho más que buenos vientos. Energía y Negocios Octubre 2021.
IEASA. Detalle de cargamentos GNL comprados para el 2021: https://www.ieasa.com.ar/index.php/detalle-de-cargamentos-gnl-comprados-para-el-2021/
INDEC: Sistema de consulta de comercio exterior de bienes: https://www.indec.gob.ar/indec/web/Nivel4-Tema-3-2-124
Secretaría de Energía: Producción de Petróleo y Gas: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/hidrocarburos/produccion-de-petroleo-y-gas
