La dinámica de los mercados de gas natural en el Cono Sur ha cambiado drásticamente en los últimos años. En particular, el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales del yacimiento de Vaca Muerta en Neuquén, Argentina, ha hecho que se recuperara la producción de este país y brinda una perspectiva interesante de desarrollo de producción para el mediano y largo plazo.
Precisamente, uno de los grandes aciertos de la gestión ha sido la implementación del Plan Gas.Ar, el cual, básicamente, genera contratos a cuatro años con los proveedores de gas, al precio acordado mediante una subasta competitiva, para abastecer el mercado eléctrico e industrial. Esta demanda firme brinda la previsibilidad y la certidumbre necesaria a los volúmenes demandados y a los precios, lo que permite que se desarrollen las inversiones en el upstream. Como resultado del Plan y del esfuerzo realizado por las empresas, durante 2021 se han roto sistemáticamente mes a mes los récords de producción no convencional en Argentina. Para el período enero-agosto 2021, el promedio de producción no convencional en ese país promedió los 54,3 millones de metros cúbicos día; lo que representa alrededor del 45% de la producción total. Los precios alcanzados en la subasta están entre los 3,5 y los $us 4,0 por millón de BTU, lo cual coloca a Vaca Muerta en un rango de competitividad.
Sin embargo, este aumento de los volúmenes producidos en Vaca Muerta y su potencial, han puesto sobre la mesa el desafío de la capacidad de transporte para poder evacuar dicha producción. Por lo tanto, otro de los aciertos tiene que ver con los anuncios realizados por el gobierno para incrementar su capacidad de transporte de gas natural, reforzando la infraestructura que conecta Vaca Muerta con el anillo de Buenos Aires, tanto por el norte como por el sur, por un monto total que ronda los 3.500 millones de dólares para los próximos 2 años.
En resumen, en el mediano plazo se esperaría tener una mayor oferta de gas argentino, y mayor capacidad de transporte interno, lo cual impacta en la dinámica de los mercados regionales, abriendo oportunidades de integración.
Del lado de Brasil, el otro gran socio comercial de Bolivia, los grandes movimientos en el mercado de gas natural vienen dados por la Nueva Ley del Gas, que rompe con el monopolio procurando generar un mercado abierto y competitivo, y por la expansión de la capacidad de importación de GNL. En particular este año, Brasil se ha visto obligado a aumentar significativamente sus importaciones de gas natural, debido a que está atravesando la peor sequía en los últimos 90 años. A modo de referencia, sus embalses en el centro y sur del país bajaron hasta mínimos del 17% de su capacidad, obligando a incrementar las necesidades de importación de GNL, alcanzando los 4,2 millones de toneladas en los primeros 3 trimestres del año, para cubrir la demanda eléctrica a través de la generación térmica. El gas natural y, el GNL en particular, es el gran proveedor de flexibilidad para el sistema eléctrico argentino.
Esta dinámica, se inserta en la necesidad indiscutible de transitar hacia una economía baja en emisiones de carbono, la que representa un gran desafío para la humanidad en su conjunto. Particularmente, para la industria del petróleo y gas en la región, este desafío viene acompañado de la necesidad de satisfacer de manera confiable y segura la creciente demanda de energía y equilibrarlo con un mayor y equitativo acceso de la población a la energía.
En particular, volviendo al gas natural, las emisiones de metano toman especial relevancia ya que representan la segunda causa más importante del calentamiento global en la actualidad. Las empresas del sector están implementando diversas acciones para reducirlas, muchas de ellas enfocadas en su detección, medición y estimación, pero la ausencia prácticamente absoluta de marcos regulatorios específicos en la región representa aún un enorme desafío para el sector. Al respecto, se vislumbran avances importantes luego del reciente anuncio – durante la COP26 – del Compromiso Global de Metano, en el cual más de 100 países (entre ellos, México y Argentina), se comprometieron a alcanzar el objetivo colectivo de reducir las emisiones mundiales de metano en al menos un 30%, respecto a los niveles de 2020, para el 2030 y de progresar en la aplicación de inventarios. El cumplimiento de este Compromiso reduciría el calentamiento global en al menos 0,2°C de aquí al 2050.
A modo de conclusión, el gas natural tiene mucho sentido en las transiciones energéticas latinoamericanas. Esto se debe tanto por el potencial que tiene como combustible para la descarbonización, ya sea mediante la sustitución de otros combustibles, o por las sinergias que encuentra con la generación eléctrica renovable, el hidrógeno verde, el hidrógeno azul, o el biometano; así como también por su capacidad para generar desarrollo económico y social. Sin embargo, el gas natural, para mejorar su competitividad, deberá procurar descarbonizar lo máximo posible toda su cadena de valor y, además, explorar nuevos caminos para la integración regional, que permitan aprovechar las nuevas dinámicas de oferta y demanda, y la infraestructura ociosa para el transporte. De esta forma se optimizarían los flujos de gas, se crearían oportunidades de negocio y se alcanzaría una mayor seguridad energética, viéndose beneficiados así tanto los países como las empresas.
