Un nuevo mercado de gas natural en dos años

Por Luciano Codeseira, director ejecutivo y fundador de Gas Transition Consultant y codirector del Instituto de Energía de la Universidad Austral

Algunas noticias negativas en el equilibrio regional del mercado de gas se aceleraron en los últimos meses, pero detrás de esos desequilibrios se esconde una nueva oportunidad para la región, la capacidad de colocar gas natural en firme desde Argentina como quince años atrás.

BOLIVIA SORPRENDE OTRA VEZ

En estas últimas semanas, en el negocio exportador de gas natural de Bolivia ha primado, como nunca, la incertidumbre, luego de que el presidente del país lamentara otra vez el declinve de la producción. Actualmente, Bolivia cuenta con una producción promedio de 35 a 36 millones de metros cúbicos diarios [Mm3/d] y proyectándose para 2024 de unos 32Mm3/d a 33Mm3/d. 

Tiempo atrás Bolivia registraba entregas a Brasil con máximos de unos 30M–31Mm3/d, niveles que para 2022 habían disminuido un 40% (18Mm3/d) y en lo que va de este año tiene un promedio de 16Mm3/d (casi la mitad de aquel registro). En tanto, a Argentina tuvo niveles de entrega de 17M–18Mm3/d, pero que en 2022 de igual manera disminuyó en 40% (11Mm3/d) y que en la primera semana de septiembre se ubica en 8Mm3/d (menos de la mitad de aquel nivel. Por último, la demanda interna boliviana se ha mantenido en 12M-14Mm3/d.

	Brasil	Argentina	Mercado Interno	Total
ene-22	21,3	9,6	13,2	44,1
feb-22	22,6	7,4	14,0	43,9
mar-22	21,4	8,7	13,5	43,6
abr-22	16,4	11,4	13,5	41,2
may-22	14,9	13,6	13,8	42,3
jun-22	15,8	13,9	13,9	43,6
jul-22	16,2	15,0	12,5	43,7
ago-22	16,5	12,7	14,0	43,2
sep-22	12,7	14,1	14,1	40,9
oct-22	18,2	7,1	14,1	39,4
nov-22	19,1	6,0	13,2	38,3
dic-22	18,1	6,7	13,3	38,2
ene-23	18,0	6,9	12,8	37,7
feb-23	18,0	6,7	12,3	37,0
mar-23	19,5	4,6	13,1	37,2
abr-23	17,7	5,1	13,0	35,9
may-23	13,9	6,2	12,3	32,3
jun-23	13,7	8,4	12,4	34,5

Entregas de gas natural de Bolivia 2022/2023 (Mm3/d). Fuente: GTC con base en registros del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Enargás e YPFB

De manera tal que, durante el primer semestre del 2024, si Bolivia llega a producir unos 32Mm3/d, con un mercado interno del orden de los 14Mm3/d, el margen de exportación sería de 18Mm3/d, lo que hace interpretar que si Brasil pretende mantener los 16 a 18Mm3/d para el mercado brasilero, se licua el margen hacia Argentina. De este nivel es la gravedad de balance entre Bolivia, Brasil y Argentina. 

Es por eso que la adenda actual del contrato entre YPFB y Enarsa se viene conversando desde la teoría de la imposibilidad. Lo establecido en la 7ma adenda, en vigencia, es que para el primer semestre del 2024 fluyan unos 8Mm3d, esa posibilidad ya no existe de cara a las proyecciones para de producción para el próximo año. La 8va adenda, próxima a firmarse, refiere a unos 4 o 5Mm3d y una interrumpibilidad del contrato a partir de julio. Además, YPFB está dispuesta a pagar a la penalidad por incumplimiento con Argentina (que es del 15% de precio) en lugar de hacerlo con Brasil cuya penalidad asciende al 185% del valor. Lo cierto es que aquellos 4Mm3d-5Mm3d serán el emergente de acuerdos o desacuerdos políticos entre los actores de los tres gobiernos y las condiciones de hidraulicidad en el mercado brasilero. 

Desde hace años se mira con preocupación el abastecimiento del norte argentino. Cabe recordar que Bolivia con cuenta con margen para entregar apenas 2Mm3/d en verano cuando Brasil tomas más gas y que la región Argentina abastecida por Bolivia necesita hasta unos 12Mm3d en los periodos invernales. Este contexto no es nuevo, ni tampoco sorprende a las partes. Es por eso que la reversión del Gasoducto Norte es la prioridad del sistema argentino desde hace al menos de un año, tanto o más que el GPNK: de no resolverse la reversión del flujo de gas toda una región de la argentina estaría frente a un desabastecimiento material. 

DE LA CRISIS A LA OPORTUNIDAD 

La reversión del gasoducto norte representa una erogación de US$750 millones (de los cuales el banco de desarrollo de América Latina CAF aporta un crédito de US$540 millones, mientras que el resto se cubrirá con fondos que aportará Cammesa) y ya culminó su primera etapa en junio de este año con la adecuación en las plantas compresoras Tío Pujio y Leones permitiendo un flujo de 10Mm3d desde San Jerónimo con destino al centro de la provincia de Córdoba. 

REVERSIÓN DEL GASODUCTO NORTE: ETAPA II

La segunda etapa contempla el nuevo ducto de 36 pulgadas que une La Carlota-Tío Pujio (122km de distancia, junto con loops de 30 pulgadas (62km) y obras de reversión en 4 plantas compresoras; permitiendo movilizar hasta 19Mm3d hacia el norte. 

Se espera que estas obras estén listas entre mayo y junio del 2024, lo cual no solo descomprime los requerimientos de importación a partir de esa fecha durante los meses de frío, sino que también permite contar con saldos exportables hacia el norte de chile en el periodo estival: un saldo de hasta 2Mm3d.

La tercera etapa se espera finalizada en el segundo semestre del 2025 (agrega 96km de loops, mayor potencia en 4 plantas compresoras y la reversión de las faltantes 5 plantas compresoras) y permitiría un flujo de hasta 29Mm3d. De manera tal que, se contarían con saldos exportables estacionales en el periodo estival de entre 14Mm3d y 16Mm3d y volúmenes exportables 365 de 9Mm3d hacia el norte de Chile, al menos en términos de infraestructura. Para ese entonces esta obra contaría con el GPNK con capacidad de carga de 39Mm3d en Tratayén.  

Estamos ante un cambio en el eje de gravedad del mercado gas en la región por darse en los próximos dos años. Una verdadera salida por arriba del laberinto energético en el que se encuentra la región. Es momento de repensar y armar ese nuevo mercado. 

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