Un experto analiza el acuerdo para exportar gas de vaca muerta a Brasil que se firmó en el G20

El lunes pasado, mientras en la Argentina se celebraba el feriado por el 20 de noviembre, Dia de la Soberanía, y teniendo como marco la cumbre el G20, el ministro de Economía Luis Caputo, y el ministro brasileño Alexandre Silveira, de Minas y Energía, firmaron un acuerdo sobre la venta de gas desde la región de Vaca Muerta. 

El objetivo del acuerdo implica abrir rutas alternativas para llevar gas desde Vaca Muerta hacia el vecino Brasil y según consignaba el medio brasileño O'Globo, la expectativa del gobierno de dicho país es que, a principios del próximo año, el acuerdo permita importar 2 millones de metros cúbicos de gas argentino por día. De todos modos, dicha cantidad crecería hasta los 10 millones de m³/día en los próximos tres años y, en 2030, alcanzaría los 30 millones de m³/día.

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Juan José Carbajales es titular de la Consultora Paspartú y un especialista en temas energéticos. En su cuenta personal de X analizó algunos puntos fundamentales del acuerdo que conviene tener presentes, entre ellos lo que implicará este acuerdo para la Argentina en materia de exportaciones y cómo puede ayudar a la competitividad local. El análisis está detallado en 10 puntos que consignamos a continuación.

Los 10 puntos relevantes y las preguntas que se disparan tras el acuerdo para exportar gas a Brasil

Punto1: La potencialidad de Vaca Muerta es el fundamento imprescindible para reemplazar a Bolivia como cliente de Brasil. Es el ítem más sencillo: sabemos cómo desarrollar ese gas y de manera competitiva. Pero, ¿alcanza con este "agente conductor"?

Punto 2: El MOU es un acuerdo país-país para crear un grupo de trabajo técnico que viabilice la logística e infraestructura necesarias. El Embajador BR, nuestro parceiro, dijo hoy en @Forbes_es que “el rol del Estado es inescapable”. El Presidente Milei cedió al realismo/pragmatismo ante el callejón sin salida de la cerrazón dogmática.

Punto 3: Las vías de salida a Brasil son bilaterales (Uruguayana-Río Grande Do Sul), trilaterales (vía Bolivia, vía Paraguay o vía Uruguay), de corto plazo (vía ductos) o de largo plazo (vía GNL). ¿Apostamos?

Punto 4: Sin obra pública, ¿quién pondrá el financiamiento? ¿La banca local, TGN contra tarifa, la industria de VM, el BNDS, agencias multilaterales… una vaquita entre todos?

Punto 5: Para alcanzar los 10 MMm3/d en 3 años hace falta más gasoductos: una 2° etapa de la Reversión GN (la reciente solo abastece demanda interna), la 2° del GPNK (ahora “Perito Moreno”) para llegar a La Carlota de TGN, finalizar el GNEA (si opción Paraguay), etc. ¿Qué más es imprescindible? Una adecuación regulatoria (fijar tarifa de transporte “invertida”, cerrar RTI, prorrogar concesiones), así como concretar una sinergia inversora de la industria, separar los líquidos de GLP, etc.

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Punto 6: El MOU plantea una molécula a 2 dólares/millón BTU, una excelente noticia por la competitividad de nuestro gas de VM. Ahora bien, los contratos Plan http://Gas.Ar asegura un precio de 3,5 USD promedio hasta dic’28. ¿Cómo se arbitrará esa diferencia? ¿Desaparece el precio mínimo de exportación? Clave pues son casi 5.000 km hasta San Pablo y sin precio competitivo (Upstream + peaje) perdemos contra LNG.

Punto 7: Brasil cuenta con un Ministerio de Energía y Minería, Itamaraty (Cancillería) y Petrobras (los 3, fortalecidos), más la EPE para planeamiento e investigación energéticos; una institucionalidad robusta, con planes de largo plazo, reglas estables y una burocracia profesional. ¿Dejaremos de refundar el mundo-mundial cada cuatro años para consolidar un enforcement institucional?

Punto 8: Brasil cambia de cliente (AR por BV) para seguir desarrollándose económicamente vía “reindustrialización” (petroquímica, fertilizantes, etc.) de su matriz productiva paulista. Argentina se beneficia de las expos de gas natural, pero ¿intentaremos también ampliar la demanda interna con agregado de valor a partir de ese combustible abundante y barato?

Punto 9: El desarrollo masivo de VM requiere contratos de venta de largo plazo. ¿Firmará Brasil o los sujetará a la prioridad de su oferta hidráulica? ¿Eventuales ventas spot alcanzan para traccionar inversiones en la planta de GNL (RIGI incluido) cuyo retorno requiere una operatoria 365?

Punto 10: A casi 5 meses de aprobada la Ley de Bases el capítulo de hidrocarburos sigue sin ser reglamentado. ¿Cómo quedará el régimen de exportaciones de largo plazo? ¿Qué pormenores traerá la letra chica de la “no-objeción” de la Secretaría de Energía?

Varias preguntas importantes quedan sobrevolando tras la firma del acuerdo de entendimiento. Sin embargo, por el momento desde el lado del gobierno nacional poco ha trascendido sobre la firma del acuerdo.

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