Mientras las productoras incrementan la producción y las licenciatarias del transporte esperan la renovación de sus contratos y la finalización de las obras en los ductos, avanzan los acuerdos públicos y privados con los países vecinos para la provisión regional del recurso energético.

Así como el 90% de la soja argentina y sus subproductos y el 30% de la carne vacuna se exportan a China, transformando al gigante asiático en el principal socio comercial del país en ambos rubros, ahora se abre la posibilidad de abastecer de gas natural al polo industrial paulista del gigante sudamericano con el fluido no convencional proveniente de Vaca Muerta.

El poroto se ha transformado en la gran fuente de divisas para la Argentina y, como se produce muchísimo más que lo que se consume a nivel interno y la demanda china es creciente, si bien hay mucha oferta mundial y por eso los precios vienen a la baja, su destino externo no afecta al mercado local.

En el caso de la carne la situación es distinta, porque aunque los cortes exportados no son los mismos que se consumen en la mesa de los argentinos, la demanda externa sí que compite con la local y en esa puja los precios en las carnicerías mantienen una tendencia alcista, porque el 70% de lo que se produce queda dentro de las fronteras.

En la misma línea, y aunque la posibilidad de exportar el shale del reservorio neuquino es incipiente, como más de la mitad de la matriz energética argentina está representada por el gas natural, la apertura del enorme mercado de Brasil para el recurso local seguramente presionará sobre el precio interno de las petroleras para el consumo industrial y doméstico.

Más del 50% de la energía que se consume a diario a nivel interno proviene de este combustible fósil que se produce en las cuatro cuencas principales (Noroeste, Neuquina, Del Golfo, Austral), el 55% de la energía eléctrica local proviene de usinas abastecidas por este fluido, el 61% de las familias tienen acceso a la red domiciliaria y más de 2 millones de vehículos funcionan a GNC, según datos de la Secretaría de Energía.

En este contexto, este año se volvieron a recortar los subsidios a los usuarios residenciales, aumentaron fuerte las tarifas en los cargos fijos y variables de todos los clientes y la recomposición de precios alcanzó a todos los eslabones de la cadena (upstream, midstream y downstream).

Incluso el Gobierno les dio a las productoras un importante flujo de fondos adicionales, mediante un bono en dólares para saldar las millonarias deudas de CAMMESA, para incrementar la inversión en extracción, con el objetivo de expandir la oferta interna e incrementar la exportación en el mediano plazo.

Con la reversión del gasoducto del norte terminada, que hoy puede inyectar hasta 15 MMm3/día para abastecer la demanda del NOA, el gas natural de Vaca Muerta avanza hacia las provincias limítrofes con Brasil, y está más cerca de pasar la frontera hacia el polo industrial de San Pablo, que presenta una demanda potencial de 60 MMm3/día.

Durante la reunión del G-20, el ministro Luis Caputo y su par brasileño de Minas y Energía Alexander Silveira firmaron un acuerdo para arrancar en 2025 y en cinco años alcanzar los 30MMm3/día de exportación.

Todavía falta un paso fundamental que podría acelerar o retrasar esta oportunidad, la reversión del Gasoducto Juana Azurduy entre la Argentina y Bolivia y la definición por parte del Gobierno nacional sobre la extensión de las licencias próximas a vencer de las transportistas como operadoras del sistema.

“Entendemos que el ENARGAS ya hizo una recomendación positiva al Poder Ejecutivo Nacional con lo cual esperamos tener novedades en el transcurso del año que viene”, comentó el CEO de TGS Oscar Sardi, en el marco del evento organizado la semana pasada por el Mercado Electrónico de Gas, en conmemoración del 20ª aniversario de esa iniciativa.

Si bien el crecimiento de la producción de gas natural argentino fue más moderado que el del petróleo, el noveno mes del año se destacó por ser el mejor septiembre registrado en la serie histórica, con una producción total de 147,179 Mm³/día y un incremento del 2,78% en comparación con igual mes del año anterior.

La Cuenca Neuquina lideró el crecimiento en gas natural, con un incremento interanual del 6,26%, mientras que otras cuencas mostraron notables caídas, como la Cuyana (-28,73%) y la del Golfo San Jorge (-6,52%). En particular, el recurso no convencional alcanzó un 65,13% del total extraído, con la formación de esquisto estrella a la cabeza.

En el citado encuentro del MEGSA, los CEO y directivos de las principales empresas de la cadena del gas natural local analizaron la coyuntura de la industria y el desafío del abastecimiento regional, no sólo hacia Brasil sino para Chile, Uruguay, Paraguay y Bolivia.

Por el lado de las productoras, Tecpetrol y TotalEnergies comunicaron que tienen autorización de la Secretaría de Energía para exportar a Brasil, si bien esta posibilidad está atada a la capacidad de transporte por los gasoductos en relación al volumen diario contratado.

Los empresarios dicen que al principio serán volúmenes marginales para San Pablo y el Mato Grosso, pero la gran limitante es el precio que se acuerde con Bolivia para el transporte de la provisión constante e incremental a Brasil. Hoy ese valor a negociar está muy por encima de la media del mercado.

A su entender hay dos pasos previos fundamentales para que este negocio potencial se concrete: necesitan contratos en firme con un volumen anual fijo y, previamente, elegir cuál es la forma más conveniente para abastecer a ese mercado de manera competitiva y sostenible.

En esa línea, el CEO de TGN Daniel Ridelener mostró su optimismo al comentar que hoy las condiciones del país con el RIGI , la Ley Bases y Vaca Muerta permiten perfilarnos como exportadores de gas a mercados como Chile o Brasil. “Finalmente será la demanda quien termine decidiendo si conviene llegar a través de Bolivia, Paraguay, Uruguayana o Porto Alegre y cerrar ese enorme anillo gasífero”.

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Fuente: Política y Medios