Perspectivas del gas en América del Sur
Si retorna la confianza, se impulsaran muchos proyectos de E&P
Álvaro RÍos Roca*
En los próximos cuatro a cinco años se prevé un profundo cambio en el escenario gasífero en América del Sur. Las señales de mediano y largo plazo indican la conformación de una realidad bastante distinta a la que hemos presenciado en los últimos años. Analicemos por qué.
En la industria de los hidrocarburos, el hallazgo de nuevas reservas y el desarrollo de nueva capacidad productiva están en función de la existencia de demanda, de potencial geológico, de tecnología, de capital de riesgo (recursos) y de reglas de juego con estabilidad.
Nadie duda de los altos escenarios de demanda, en virtud al viraje que tiene la región y el mundo entero hacia este limpio y eficiente energético. Quince a veinte años atrás, el gas natural era considerado todavía un subproducto y pocos concentraban bríos en su búsqueda. Si bien se han comenzado a estimular una serie de proyectos hídricos en casi todos los países de la región sudamericana, el complemento ideal en la electricidad es el gas natural, además de su valiosa utilización en industrias, vehículos, comercios, residencias y para fomentar la petroquímica del metano y etano.
La geología gasífera tiene mucho potencial en varios países de la región. Capital de riesgo y tecnología en exploración y producción (E&P) continúan aterrizando paulatina y agresivamente, a pesar de reglas no muy estables en algunos países, lo que nos provoca a plantear el nuevo escenario que aludimos en estas líneas.
Comencemos con Brasil. De la mano de Petrobras y empresas asociadas, sigue avanzando en proyectos costa afuera, principalmente en Espíritu Santo y en el área Presal, esgrimiendo enormes esfuerzos humanos, económicos y tecnológicos. La ya planificada puesta en marcha hacia el 2015 de 10 FPSO?s, cada una con capacidad de 100,000 a 120,000 bbls/día y de 5 MMMCD de gas cada una, nos deja saber el impulso que se viene dando y se dará al E&P en Brasil.
En el sur de Chile, se han comprometido recursos para tratar de descubrir nuevas reservas de gas y poder así atender la demanda de plantas de metanol. Existe la posibilidad de llevarlo hacia el norte vía Argentina o Chile o finalmente exportarlo vía gas natural licuado (GNL), si los volúmenes así lo permiten.
En el Perú, las inversiones en E&P son también muy significativas, tanto en el área aledaña a Camisea (lotes 88, 56, 57 y 58) como en el norte del país, costa adentro y costa afuera. Se estima que las reservas probadas de 11 trillones de pies cúbicos llegaran a los 18 TPC hacia finales del 2009 y 2010. Mas de 100 contratos E&P, muchos de ellos detrás de gas natural, avalan el poder detentar reservas adicionales más adelante para futuras exportaciones.
En Ecuador, costa afuera en el golfo de Guayaquil, ENAP y PDVSA tienen proyectos de exploración en busca de gas natural. Se conoce el interés de Pertamina de sumarse a algún tipo de inversión en un bloque aledaño. En caso de no ser exitoso este proyecto, las reservas del norte del Perú resultan una alternativa para Ecuador.
En Colombia, a partir de las políticas establecidas en 2004 y que se impulsan a través de la Agencia Nacional del Petróleo bajo procesos de licitación, existen 146 contratos E&P a julio de 2008 que están atrayendo gran cantidad de recursos económicos y tecnológicos en E&P, los cuales podrían arrojar resultados positivos de nuevas reservas en los próximos años.
En el norte del continente, está el gran potencial de las reservas de Venezuela, que se están desarrollando intensamente para atender la elevada demanda interna. Especial mención merece el proyecto CIGMA que se abastecerá de gas de la plataforma Deltana para consumo interno y exportación de gas natural vía GNL.
Llegando al Cono Sur, Argentina ha aumentado las tarifas de gas natural y electricidad, dando aliento e incentivos a la actividad de E&P, en un país con 50% de su matriz energética con base en gas natural y con una relación reservas producción de 7 a 8 años. Debemos observar con interés lo que se puede desatar en Argentina en el E&P a partir de estas señales de precios.
En Bolivia, después de dos a tres años de completa paralización de la industria y reducción significativa en las inversiones en E&P, hay señales de que éstas están por reiniciarse, muy a pesar de los difíciles momentos políticos que vive mi país. Compromiso con Bolivia e inversiones cercanas a los 4.5 mil millones de dólares han sido anunciadas por la empresa rusa Gazprom y la francesa Total. Es difícil objetar la capacidad tecnológica, experiencia en gas natural y espalda financiera de estas dos compañías.
Sustentado en lo anterior, es muy factible que en cuatro a cinco años mas, el déficit actual de gas en la región habrá terminado (hoy, casi todos los países tienen algún tipo de déficit) y podría haber sobreoferta en el mercado regional. Esto posiblemente alentara proyectos de exportación de GNL e impulsara nuevamente la integración por gasoductos (con la utilización de algunos ya existentes y vacíos), siempre y cuando la confianza retorne.
La señal de precios internacional con la llegada del GNL vs. precios regionales futuros en función de la nueva oferta darán mucho que hablar y analizar en un escenario muy distinto al actual.
* Socio director de Gas Energy Latin America. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia (alvaro.rios@prosertec-srl.com ).
