MÉXICO – Los países productores de gas de América del Sur debaten sobre cómo aprovechar mejor el recurso y como integrar el sector, entre barreras geográficas y de infraestructura.
Ese tema acaparó el debate este viernes 14 en la XXX Conferencia de Energía La Jolla, que comenzó el día 7, concluirá el 28 de mayo y se realiza en forma virtual por las restricciones de la pandemia de covid-19.
La Conferencia tiene sus sesiones los miércoles y viernes y es organizada por el Instituto de las Américas (IA), con su sede en la ciudad costera de La Jolla, en el estado de California, en Estados Unidos. Dedicado a promover las políticas públicas y la cooperación público-privada en el hemisferio, el IA tiene a la energía como uno de sus principales focos de actuación.
En el caso de Argentina, Juan Bulgheroni, vicepresidente de Estrategia de Upstream (aguas arriba) y Planeación para el país de la firma privada internacional Pan American Energy, subrayó las características del campo de gas no convencional de Vaca Muerta, en el suroeste argentino.
“Tiene suficientes recursos para satisfacer la demanda creciente. La productividad ha aumentado y los costos siguen bajando. Tenemos que desarrollar nuevas instalaciones para controlar los gases contaminantes y para transportar más gas”, explicó.
Bulgheroni aseguró durante los debates que “Argentina está en la ruta de la recuperación, en la medida en que los precios y el consumo han retornado”.
En 2020, Argentina produjo 123,21 millones de metros cúbicos (m3) de gas, casi nueve por ciento menos que el año previo, debido a la pandemia de coronavirus.
En el período enero-febrero de este año, la producción de gas totalizó 115,31 millones de m3 diarios, traducida en una caída de 10,6 por ciento en relación al mismo lapso del año anterior, en un bimestre en que aún no había estallado la pandemia, declarada un mes más tarde.
En enero, Vaca Muerta entregó 26,85 millones de m3 diarios del carburante, después que esa cuenca productiva reportó una caída de 10 por ciento entre marzo de 2020 y el mismo mes de 2021.
Ese mismo mes comenzó a operar el gubernamental Plan Gas.Ar, que busca incentivar la inversión y la producción interna de gas en sustitución de importaciones, y mediante el cual el gobierno paga a productores por el fluido inyectado en el sistema nacional.
En Brasil, en abril, también entró en vigor la Ley del Gas, que termina con el monopolio del grupo estatal Petrobras en el acceso y transporte de gasíferos y que regula el transporte, tratamiento, procesamiento, almacenamiento, licuefacción, regasificación y comercialización de la molécula.
El gigante sudamericano extrajo 127 millones de m3 diarios en 2020 y aspira a una meta de 276 millones en 2030.
“No tenemos 20 años para desarrollar nuestros recursos gasíferos. Tenemos que hacerlo rápido, pues hay mucha demanda insatisfecha. La demanda se concentra cerca de los centros de producción, lo cual es ventajoso. Y hay que ver contra cuáles combustibles hay que competir”, declaró Sylvie D’Apote, directora ejecutiva para gas natural del Instituto Brasileño del Petróleo.
La Conferencia, en la que participan funcionarios, empresarios y analistas de la región, también tocará temas como el futuro del transporte, incluyendo su electrificación; la perspectiva del gas en América del Sur; la cooperación energética entre Estados Unidos y México, así como el futuro de los hidrocarburos y el financiamiento de la recuperación económica poscovid.
Países como Colombia y Perú también analizan cómo extraer más gas, para incrementar su mercado doméstico.
Armando Zamora, presidente de la gubernamental Asociación Nacional de Hidrocarburos de Colombia, administradora y reguladora nacional del sector, anticipó que la inversión y la producción “subirán cuando las empresas sean autorizadas a volver a trabajar”.
“La expectativa es volver a los niveles de inversión y exploración antes de la pandemia. Este año la inversión está retornando”, anticipó.
La producción de gas colombiano ya está en niveles previos al comienzo de la pandemia, al rondar los 1000 millones de pies cúbicos diarios.
Carlos Sarmiento, director administrativo para Colombia, Ecuador y Perú de la compañía francesa Schlumberger, comentó que el nuevo gobierno ecuatoriano que asumirá el 24 de mayo, tiene interés en aumentar la inversión en el sector.
“Mucho del esfuerzo se ha hecho para mantener la producción. Por eso, tiene que suceder mucho en el marco legal y la estrategia de producción, debe haber cambios para atraer inversión en exploración, allí están el potencial y la infraestructura”, señaló.
Ecuador extrae diariamente unos 38 millones diarios de m3 de gas, insuficientes para cubrir una demanda creciente.
Ilusiones vaporíferas
El sueño común de los países sudamericanos productores de gas es el de consolidar el mercado doméstico y construir una plataforma de exploración. Pero esa meta enfrenta varias barreras.
El argentino Bulgheroni resaltó oportunidades en la producción petroquímica, para plásticos, y urea, para fertilizantes. “El mejor producto interno es exportar. Muchas de las barreras internas serán superadas, pero hay necesidad de invertir en gasoductos. Hay un cuello de botella para extraer y transportar más gas”, planteó.[related_articles]
Para la brasileña D’Apote, hay oportunidades para el gas en la industria de fertilizantes, pero existen “barreras de infraestructura y de precios”.
Una estrategia consiste en la construcción de plantas de regasificación de gas licuado (LNG, en inglés), importado principalmente de Estados Unidos, y conectadas a las redes sudamericanas de gasoductos.
Decio Oddone, presidente ejecutivo de la empresa brasileña Enauta, concluyó que la integración gasífera no es posible, porque los problemas internos de un país impactan en el aprovisionamiento de toda la red.
“Lo que veo ahora es que desde que el LNG está disponible, define los precios. Si Bolivia u otros quieren ser competitivos en Brasil, tienen que competir con LNG. No veo necesidad de gasoductos”, analizó.
Para Oddone, “Brasil puede convertirse en exportador de gas, pero primero tiene que desarrollar el mercado doméstico, que puede ser más atractivo que el mercado externo”.
Sarmiento cuestionó que ha habido poca exploración en Ecuador. “Tenemos muchas oportunidades de integración. Por ejemplo, usar petróleo ecuatoriano en una refinería peruana o desarrollar campos en el sur de Colombia, usando infraestructura ecuatoriana”, planteó.
Por su parte, Saverio Minervini, director de corporaciones latinoamericanas de la calificadora FitchRatings, previó que la integración regional incorporará LNG, pero “hay riesgos políticos y retos geográficos y de ingeniería”.
ED: EG
