Las preguntas que deja el acuerdo entre Argentina y Brasil por Vaca Muerta

El memorando de entendimiento (MOU) entre Argentina y Brasil para encontrar la mejor forma de transportar el gas de Vaca Muerta hasta el mercado brasileño es una buena noticia para la industria energética, aunque su concreción llevará un tiempo extra de estudios para completar infraestructura que permita cumplir el compromiso inicial de dos millones de metros cúbicos por día (MMm3/d).

El acuerdo, firmado durante las conversaciones de los líderes del G20 en Río de Janeiro, tiene como objetivo discutir la infraestructura necesaria para la exportación de gas argentino proveniente a Brasil. El documento crea una comisión bilateral y lleva las firmas de los ministros Luis Caputo, de Economía de Argentina, y Alexandre Silveira, de Minas y Energía de Brasil.

Entre las rutas evaluadas, las que tienen más chances de avanzar es la que ingresa por Bolivia por el Gasoducto Norte o, a largo plazo, pasar por Uruguaiana una vez completada la segunda etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner Salliqueló-San Jerónimo. Sobre esta última, el gobierno brasileño, primero en la gestión de Jair Bolsonaro y ahora de Lula Da Silva, apoya con financiamiento esa obra.

Las productoras estrella de Vaca Muerta

Algunas de las principales compañías productoras de Vaca Muerta tienen la ventaja de estar autorizadas a exportar por el gobierno argentino, a través de la Secretaría de Energía, y cuentan con la aprobación de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil para operar como comercializadoras en el gigante del Mercosur.

Esos son los casos de Tecpetrol, TotalEnergies, Pan American Energy (PAE) y Pluspetrol. En ese orden, están actualmente en un ranking de producción de shale gas en Vaca Muerta. Y todas pudieron enviar gas a Brasil a través de un ducto subutilizado por parte de Bolivia a un precio de 6,49 dólares por millón de BTU.

Tecpetrol tiene en sus manos a Fortín de Piedra, un gigante que puede producir hasta 24 MMm3/d en el invierno. En septiembre último llegó a los 18,6 MMm3/d, de acuerdo a los datos públicos de la Secretaría de Energía, y está próximo a ampliar su capacidad. Es que el potencial es de 40 MMm3/d. En su primer incursión a Brasil, Tecpetrol exportó 1,5MMm3/d a MGas.

Aguada Pichana Este (APE) es el bloque que opera TotalEnergies en Neuquén, siendo el segundo en producción de shale gas. En septiembre último, la compañía francesa alcanzó en ese yacimiento los 10,6 MMm3/d. La empresa se apalanca en dos frentes gasíferos: Vaca Muerta y el offshore de Tierra del Fuego. Total cerró un contrato de comercialización con Matrix Energy hasta julio del 2025.

PAE opera uno de los mayores plays de shale gas: Aguada Pichana Oeste (APO). En septiembre la compañía llegó a los 10,1 MMm3/d y quiere duplicar su producción en el shale neuquino. PAE es comercializadora en Brasil aprobada por la ANP -aunque su primera exportación fue en un bloque del Noroeste, Acambuco, a Tradener-.

También aparece La Calera, un yacimiento versátil por su enorme producción de petróleo y su competitivo shale gas. Administrado por Pluspetrol, el último dato de producción arroja que aportó 9,3 MMm3/d de gas de Vaca Muerta. Plupetrol compró Gas Bridge, en una mirada a largo plazo del mercado brasileño.

Economía & Energía, consultora de Nicolás Arceo, indica que la producción total de gas no convencional de Vaca Muerta llegó a los 66,8 MMm3/d en septiembre. Hay que tener en cuenta que es un mes bisagra dado que termina el invierno y empiezan a cerrarse pozos por falta de infraestructura.

La producción diaria de gas natural en Neuquén llegó a los 103,7 MMm3/d en septiembre; buena parte del gas de la Argentina sale de Neuquén y Vaca Muerta, dado que el total nacional llegó a 147,1 MMm3/d.

El MOU, la obra pública y el rol de Bolivia

La infografía que difundió el gobierno brasileño habrá de "viabilizar la exportación de gas natural, principalmente vía Vaca Muerta, en el menos tiempo y con el menor costo posible". Ese gas estará abocado a la industria de fertilizantes, vidrio, cerámica y petroquímica. El MOU tiene una validez de 18 meses con una opción de prórroga según los avances. El costo esperado por Brasil es de 7 a 8 dólares por millón de BTU.

El tercer país con el que abría que definir su rol es Bolivia. El gobierno de Luis Arce modificó las áreas de competencia de la estatal YPFB, que puede administrar el tránsito internacional de infraestructura existente. En un contexto de declino de la producción y del fin de las exportaciones a Argentina, el decreto 5.206/2024 le permitirá desarrollar una nueva línea de negocios en el transporte de hidrocarburos.

Juan José Carbajales, director de Paspartú, escribió en su cuenta de X que las vías de salida a Brasil son bilaterales (Uruguayana-Río Grande Do Sul), trilaterales (vía Bolivia, vía Paraguay o vía Uruguay) o por GNL (que es una mirada ya de largo plazo y la más costosa, por tiempo e invesión).

"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?", dijo irónicamente para expresar algo que se viene pensando mucho también.

Y es que la prioridad a discutir entre Argentina y Brasil, y eventualmente Bolivia, es cómo financiar las obras. Con miradas distintas, el gobierno de Javier Milei quiere retroceder de ese frente para garantizar su programa de déficit cero; el de Lula Da Silva tiene un Estado fuerte y a la estatal Petrobras como aliada en la política energética. El verdadero quid de la cuestión.