El mercado de gas natural en Brasil está bajo una profunda y avanzada reforma. Lo anterior para dejar atrás el secante monopolio que ejercía Petrobras en toda la cadena, lo cual resulto devastador. Basta resaltar que un usuario industrial en Estados Unidos pagaba entre 3 a 5 dólares por millón de BTU, uno en Italia (con gas importado) entre 7 a 9 dólares por millón de BTU y paradójicamente uno en Brasil entre 9 a 12 dólares por millón de BTU.
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 o costa afuera), 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 de gas natural en Bolivia, este 2021 la capacidad máxima es de 48 millones de metros cúbicos día. El 2023 se situará en aproximadamente 42 millones de metros cúbicos diarios, el año 2025 bordeará los 32 millones y el 2030 estará cerca a17 millones de metros cúbicos al día. La demanda del mercado de Bolivia se situará entre 12 millones a 15 millones de metros cúbicos al día en este periodo.
La escasa exploración en Bolivia además fue yeta con varios pozos secos. Boicobo con suerte puede dar entre 2 millones a 2,5 millones de metros cúbicos al día 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 comparado a la declinación existente y 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 Rio Grande (Gasyrg y Yabog) quedarían con capacidad ociosa, al igual que GTB (lleva gas a la frontera) y también TBG en el lado brasilero (que lleva has hasta San Pablo y sur del país). Según estimaciones el Yabog/Gasyrg tendrían 10 millones de metros cúblicos-día de capacidad ociosa este 2021. Para 2025 estaría en 12 millones de metros cúbicos para 2030 en 22 millones de metros cúbicos al día. Para GTB el 2021 la capacidad ociosa es de 12 millones de metros cúbicos, el 2025 de aproximadamente 16,5millones y 2030 28,5 millones de metros cúbicos al día.
Para el caso de TBG (en caso no se revierta) 10 millones el 2021, 12 millones para 2025 y 24 millones para el 2030. Además, está el GOB (destino Cuiba) con capacidad ociosa de 2,5 millones de metros cúbicos al día 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 millones a 16 millones de metros cúbicos al día. Si un solo operador puede hacer esto, imagínense varios operadores 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 enjuagamos 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 (gastos de capital) como lo necesita el gas que podría ir por Uruguayana.
Ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia y actual socio director de Gas Energy Latin América.
