Por años le pagamos el gas a Bolivia USD 5/6 el millón de BTU. En boca de pozo Cristina pagaba USD 2 y la producción desapareció. Tuvimos que importar por barco a USD 15/17. Ahí se podía coimear lindo. A De Vido hasta se le "perdió" un barco entero.
Ahora, con Vaca Muerta, toca vender. Para ello, se necesitan enormes inversiones en infraestructura. Las dos tecnologías son los oleductos y gasoductos, por un lado, y por el otro los barcos petroleros y metaneros, con más las intalaciones necesarias para cargarlos.
Por ducto, la cantidad es muy superior y hay regularidad en los ingresos. A Chile y Bolivia ya va, con la infraestructura existente: es solo negociar el precio, que no es fácil, ya que el ducto pone al comprador en una posición de único oferente. Más necesidad de infraestructura nueva hay en el comprador principal, que es Brasil. Es importante que haya contratos en firme, por lo menos para amortizar el ducto. O que lo financien los propios compradores, a pagar con la futura entrega de gas. La gran industria pesada de Brasil no es competitiva con el costo del GNL importado a precio de mercado, que sería la opción a falta de gasoducto. Por eso, los principales interesados en que se construya el gasoducto serían ellos. Aún así, no es fácil concretar.
Se trata de hacer prácticamente un ducto nuevo desde Neuquén hasta Brasil. Su financiación exige garantías sólidas de demanda sostenida en el tiempo. La principal dificultad para cerrar compromisos de compra en firme del lado brasileño no radica en la falta de políticos o empresarios interesados, sino en la estructura del mercado brasileño. La demanda potencial proviene principalmente del sector industrial y de algunas distribuidoras, lo cual genera una fragmentación significativa. No hay un solo comprador sino muchos compradores individuales: juntarlos será el desafío de la distribuidora de gas de Brasil y de los grandes conglomerados de industria pesada más interesados en concentrar suficiente demanda como para sustentar un contrato en firme.
Fuente:
Sin dicha concentración, no hay contrato de compra en firme a largo plazo; sin él, no hay financiación; sin ella, no hay gasoducto y sin éste... bueno, son los barcos metaneros con GNL, o sea gas al triple, por lo menos, o a lo que dé el mejor postor.
El GNL cotiza libremente en un mercado global donde siempre hay más compradores que vendedores: China y el Sudeste asiático son demandantes prácticamente insaciables. La guerra en Ucrania, el Nordstream fuera de servicio, la vulnerabilidad de los estrechos del Golfo Pérsico y del Mar Rojo, amén del deterioro irrecuperable a mediano plazo de la infraestructura hidrocarburífera en la zona no hacen más que apuntalarla. Ese precio libre es tradicionalmente el triple de lo que pagaría ¡PAGARÍA! Brasil. Digo pagaría porque una vez hundida la inversión en el gasoducto, es vender al precio que diga el comprador único o nada. Pregúntenle a los paraguayos cuánto les paga Brasil la electricidad sobrante de la represa que tienen en común.
El tubo genera una rigidez sólo manejable contractualmente, con gran volumen y regularidad. El barco genera competencia, con menos volumen y a mayor precio unitario. Hay para abastecer a ambos, pero, eso sí, la financiación de los ductos debiera ser exclusivamente privada. Es deseable que la de la infraestructura para petroleros y metaneros también lo sea.
Por último, se podría fantasear con la radicación en la Argentina de industrias que tengan altos insumos energéticos y quieran aprovechar la ventaja competitiva de la energía próxima.
Por suerte, alcanza para todos: la licuefacción da libertad de mercado, mientras que el gasoducto es a precio de contrato. Lo prudente sería negociarlo ANTES de construirlo. La autofinanciación de todos los proyectos va de suyo...
Entonces:
La primera prioridad de exportación es el barco, además del abastecimiento local del consumo y de industrias tipo acero, aluminio, petroquímica, fertilizantes, centros de cómputos, etc. que le agreguen valor al combustible y generen cadenas de valor exportable.
Nada de ello absorbería siquiera mínimamente la enorme producción prevista. También hay necesidades financieras inmediatas e innegables. Por ambas razones, es racional recurrir al ducto, aún sabiendo que abaratará la producción brasileña, competidora de la nuestra en buena medida. En fin, es plata grande, segura y necesaria.
Eso sí, las políticas y los precios deben reflejar esas prioridades.
DUCTS AND SHIPS
For years Argentina paid Bolivia USD 5–6 per million BTU for gas. At the wellhead, Cristina paid USD 2 and production vanished. We then had to import by ship at USD 15–17. That was a great setup for kickbacks—De Vido even “lost” an entire ship.
Now, with Vaca Muerta, it’s time to sell. To do that, massive infrastructure investments are needed. The two options are pipelines (oil and gas) on the one hand, and on the other one, oil tankers and LNG ships, plus the facilities required to feed them.
Pipeline volumes are much higher, with great, steady revenue. Gas already flows to Chile and Bolivia through existing facilities: it’s just a matter of negotiating the price—which isn’t easy, since the pipeline implies a sole buyer. More new infrastructure is needed to reach the main regional buyer, Brazil. It’s important to have firmly priced contracts, in order to at least defray the pipeline costs—or for the buyers themselves to finance it, to be repaid with future gas deliveries. Brazil’s heavy industry is not competitive with LNG imported at market prices, which would be the alternative to a pipeline. That’s why they would be the main stakeholders in getting the pipeline built. Even so, it’s not easy to make it happen.
Source:
Essentially, a new pipeline from Neuquén to Brazil is to be built—the funding of which requires solid guarantees of sustained demand over time. The main difficulty in securing firmly priced purchase commitments on the Brazilian side does not lie in a lack of keen politicians or businessmen, but rather in the structure of the Brazilian market. Potential demand comes mainly from the industrial sector and some distribution companies, which leads to significant fragmentation. There is no single buyer but many individual ones instead: bringing them together will be the challenge for Brazil’s gas distributor and for the large heavy-industry conglomerates most interested in concentrating enough demand to underpin a firmly priced contract.
Without such aggregation, there can be no long-term firmly priced contract; without such contract, no financing; without financing, no pipeline—and without a pipeline… well, it’s LNG carriers, meaning gas at least three times as expensive, or whatever the highest bidder will pay.
LNG is freely priced on a global market where there are always more buyers than sellers: China and Southeast Asia are virtually insatiable. The war in Ukraine with Nordstream being out of commission, the vulnerability of the Persian Gulf and Red Sea chokepoints, and the medium-term damages to hydrocarbon infrastructure in that region, all support such prices. LNG has traditionally tripled what Brazil would be willing to pay— willing, rather than able, because once the pipeline investment is sunk, it’s either sell at the sole buyer’s price or not at all. Just ask Paraguay how much Brazil pays them for the surplus electricity from their shared dam.
Pipelines create rigidity—manageable only by contract—with large volumes and steady flows. Tankers create competition, with smaller volumes but higher unit prices. There’s enough for both, but pipeline financing should be entirely private. Ideally, the same should apply to infrastructure for oil and LNG shipping.
Finally, Argentina could imagine attracting energy-intensive industries, luring them with the competitive advantage of having vast amounts of energy right by.
Fortunately, there’s enough for everyone: LNG provides market freedom, while pipelines lock in contract pricing. The prudent course would be to negotiate before building the latter. Self-financing for all projects goes without saying.
So:
The top export priority should be by ship, as well as meeting domestic demand and supplying industries such as steel, aluminum, petrochemicals, fertilizers, data centers, etc., which add value to fuel and generate export value chains.
None of that would even begin to absorb the enormous projected output. There are also immediate and undeniable financial needs. For both reasons, resorting to pipelines is rational—even knowing it will lower Brazilian production costs to compete with ours in many sectors. In the end, it’s big money—reliable and necessary.
All that said, policies and pricing should reflect those priorities.
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