NOVEDADES

Argentina

Chile quiere ser el puente del GNL argentino a Asia

La posibilidad de instalar un proyecto de GNL en Chile para exportar gas argentino al mercado asiático fue destacada por Carlos Cortés Simón, presidente ejecutivo de la Asociación de Gas Natural.

En el marco del evento “Integración Gasífera en el Mercosur + Chile: Perspectivas”, organizado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Cortés señaló que el país trasandino cuenta con condiciones favorables para desarrollar esta ambiciosa iniciativa, que podría posicionar al Cono Sur como nuevo actor energético global.

“El desafío de exportar gas a Asia desde el océano Pacífico es tan lindo como eficiente”, expresó Cortés. Según explicó, Chile ya dispone de infraestructura relevante: sin contar la región de Magallanes, existen cuatro gasoductos interconectados con Argentina, entre ellos GasAtacama y Gasoducto del Pacífico, con capacidad ociosa significativa.

El mapa de Chile

El ejecutivo subrayó que “Chile es un país financieramente atractivo para este tipo de inversiones”, pero aclaró que el impulso debe surgir desde el sector privado. “Así fue en los ‘90, cuando los privados lideraron la interconexión con Argentina, y también en los 2000, con los terminales de regasificación. Si las condiciones están, serán los privados quienes tomen esta oportunidad”, afirmó.

No obstante, Cortés advirtió que aún hay obstáculos que deben resolverse para avanzar hacia una exportación estable de GNL desde Chile. “Faltan seguridades contractuales y operativas. Por ejemplo, TGN ha estado fuera de servicio este año por razones técnicas, impidiendo el flujo del gas argentino hacia Chile durante varios meses”, puntualizó.

El presidente de la Asociación de Gas Natural elogió la rapidez con la que se concretaron iniciativas binacionales en el pasado, y llamó a replicar ese modelo si las condiciones lo permiten. “Hubo mucha visión en los ‘90 y en los 2000. Me gustaría que iniciativas como esta pudieran prosperar en tiempo récord, si las señales a los inversores son claras y favorables”, concluyó.

Así, la posibilidad de exportar gas argentino al mercado asiático vía Chile sigue ganando impulso. La infraestructura está; ahora, el sector espera certezas regulatorias y voluntad política para aprovechar esta oportunidad estratégica.

La región espera duplicar la oferta de gas en los próximos quince años

CAF (Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) llevaron a cabo un encuentro técnico en Buenos Aires, centrado en el futuro del gas natural en los países del Mercosur.

Esta jornada coincidió con el cierre de la segunda fase del Proyecto Regional de Integración Gasífera, que se enfocó en las proyecciones de oferta y demanda de gas natural a medio y largo plazo, y fue precedida de sesiones de trabajo que buscaron avanzar el proceso de diálogo y consenso entre los seis países, a nivel público y privado

El evento reunió a representantes de gobiernos, empresas del sector energético y organismos internacionales, con el fin de fortalecer un espacio de diálogo técnico sobre la importancia del gas natural en la seguridad energética regional y su rol complementario en la transición hacia fuentes de energía más sostenibles.

La sesión inaugural fue liderada por Jorge Srur, gerente regional sur de CAF; Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE; Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG); y Federico Veller, Subsecretario de Combustibles Líquidos de la Secretaría de Energía de Argentina.

Un gas más limpio

Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE, proporcionó un análisis completo sobre la función del gas natural en la agenda energética de la región, resaltando su relevancia estratégica para la integración y el desarrollo económico del Cono Sur.

Rebolledo señaló que el 75% del gas consumido en América del Sur proviene de producción local y que se espera que este recurso siga representando alrededor del 20% de la matriz energética para el año 2050, incluso en escenarios de neutralidad de carbono.

En este marco, hizo un llamado a promover una industria gasífera con una menor huella de carbono, fundamentada en la trazabilidad, la innovación tecnológica y la cooperación entre el sector público y privado.

Por su parte, Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF, reafirmó el compromiso de la organización con una transición energética que sea justa y factible, destacando logros conjuntos como el Observatorio del Metano y el financiamiento de proyectos estratégicos, como el Gasoducto Norte en Argentina.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, mencionó que la integración regional del gas tuvo su origen en el sector privado y que, gracias a recursos como Vaca Muerta, hoy existen condiciones tangibles para avanzar hacia una integración estructural.

Una oportunidad única

A su vez, Federico Veller, Subsecretario de Combustibles Líquidos de la Secretaría de Energía de Argentina, enfatizó los recientes avances regulatorios, el récord de exportaciones de gas y la proyección energética nacional que abarca más de 60 años, subrayando que el éxito de la integración dependerá de contratos robustos, certidumbres jurídicas y una visión compartida a nivel regional.

Durante el encuentro, se discutieron temas económicos, proyecciones de demanda energética, obstáculos para el sector privado y oportunidades de cooperación interinstitucional en el contexto de la transición energética.

Entre los hallazgos del estudio presentado, se estima un aumento en la demanda total de gas natural en el Cono Sur entre 2025 y 2040. Según los diferentes escenarios analizados, las tasas de crecimiento en la demanda gasífera eléctrica aumentan incluso en distintos escenarios de penetración renovable. En el caso de la licuefacción y la producción de urea, se identificaron proyectos incrementales que se suman a los ya anunciados para los próximos años, algunos de los cuales dependen de posibles nuevas trazas de gasoductos. En cuanto a Uruguay, las proyecciones muestran una demanda baja, principalmente debido a procesos industriales que presentan poca flexibilidad para adaptarse a nuevas tecnologías.

Con respecto a la oferta de gas, regionalmente se ven proyecciones de crecimiento consolidadas de más del doble de la producción total actual para el año 2040, dado el éxito de desarrollo de las formaciones argentinas y brasileñas.

Adicionalmente, el estudio destaca un crecimiento continuo en la generación renovable, lo que refuerza su competitividad y subraya la necesidad de expandir las interconexiones eléctricas como herramientas cruciales para optimizar el uso eficiente de los recursos energéticos.

Bolivia recaudará 200 millones de dólares anuales por el alquiler de ducto

El alquiler de ductos para la exportación de gas argentino al mercado brasileño puede generar hasta 200 millones de dólares ingresos anuales para Bolivia, resaltó el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen.

Las empresas TotalEnergies, el Grupo Matrix Energía de Brasil y YPFB de Bolivia iniciaron el martes la operación de tránsito de gas argentino desde la Cuenca Austral y la Cuenca Neuquina hacia Brasil, utilizando la infraestructura de transporte de YPFB Corporación.

En esta primera fase, se prevé un volumen de hasta 4,5 millones de metros cúbicos de gas natural, informó la agencia de noticias Xinhua.”¿Por qué es una buena noticia? Porque el gas que nosotros vendíamos a la Argentina igual lo ponemos en el mercado brasileño y tenemos divisas, algo que hace tiempo estamos buscando por falta de dólares”, declaró Dorgathen en rueda de prensa.

Según el presidente de YPFB, esta operación no afectará la producción ni la venta de gas boliviano al mercado brasileño. Destacó que el país cuenta con una capacidad de transporte “bastante grande”, de hasta 35 millones de metros cúbicos diarios, con posibilidad de ampliación.

Recordó que, en caso de que el Plan de Reactivación del “Upstream” (exploración y producción) tenga éxito y Bolivia logre aumentar sus volúmenes de venta de gas a Brasil, los ductos podrían expandirse para transportar mayores cantidades.

Bolivia, la tercera parte

Hay que recordar que el 1 de abril se realizó la  primera exportación de gas natural desde Vaca Muerta hacia Brasil. La operación utilizó infraestructura que atraviesa Bolivia, revirtiendo el flujo histórico de importaciones bolivianas y consolidando una nueva ruta de comercio energético en la región.

El gas fue extraído por TotalEnergies en la Cuenca Neuquina y la Cuenca Austral fue transportado por los sistemas troncales de TGN y TGS hasta Campo Durán, en Salta. Desde allí, ingresó al gasoducto Madrejones, operado por Refinor, y cruzó la frontera con Bolivia para completar su trayecto.

La red de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) facilitó el tránsito del gas hasta Brasil. En destino, la empresa MTX Comercializadora de Gás Natural, parte del grupo Matrix Energy, recibió el suministro para su distribución en el mercado brasileño.

YPF también abandonaría el offshore

YPF quiere acelerar un plan de enfocarse 100% en Vaca Muerta y desprenderse de sus activos menos rentables. Bajo esa premisa, la compañía vendería sus participaciones en los proyectos de exploración offshore en Argentina y Uruguay. Así lo anunció el presidente de la compañía, Horacio Marín, en el marco del “CEO Series Breakfast”, que realiza el IAPG Houston.

YPF cuenta con 6 bloques offshore en el Mar Argentino, además, posee un bloque en el offshore de Uruguay. Los 7 bloques de YPF se encuentran en Etapa Exploratoria.

En la Cuenca Argentina Norte (CAN) tiene los bloques CAN – 102, CAN – 100 y CAN – 114, en la cuenca de Malvinas Oeste tiene el bloque MLO – 123. En la cuenca Argentina Norte (CAN) las áreas a explorar están en promedio a más de 300 km de las costas bonaerenses.

Fuentes consultadas aseguraron a +e que el primer objetivo de la compañía es buscar socios que tengan el know how para perforar en aguas profundas y realizar una evaluación de los activos. Sin embargo, no se descartaría la posibilidad de desprenderse de los bloques offshore.

El offshore

Toda la industria hidrocarburífera puso sus esperanzas en el Pozo Argerich, proyecto que encabezó Equinor en sociedad con YPF y Shell.

Las esperanzas de Argerich estaban depositadas en que en 2022 se realizaron dos importantes descubrimientos de hidrocarburos en Namibia, en la cuenca de Orange, África del Sur.

Shell fue el primero en anunciar el descubrimiento de petróleo liviano en el pozo Graff-1 y rápidamente inició la campaña de delineación para conocer el volumen total de hidrocarburos en el yacimiento, que podría alcanzar los 1.000 millones de barriles de petróleo.

En febrero, la noticia fue dada por Total Energies, al anunciar el descubrimiento de otra importante acumulación de petróleo confirmada por el pozo Venus-1, perforado a pocos kilómetros de Graff.

Una historia con sabores amargos

Estos descubrimientos no hicieron más que alentar el interés de la industria en poner en marcha la exploración de la plataforma continental Argentina.

Sin embargo, en junio de 2024, el pozo fue declarado “seco” y significó un balde de agua fría para las expectativas de la actividad. A partir de entonces, el offshore la venta de activos por parte de las compañías debido a la reestructuración de sus operaciones.

YPF sabe que no cuenta con un know how para perforar en el offshore y busca socios, pero tampoco descarta enfocarse de lleno al shale, un recurso que conoce como la palma de su mano.

Cuántos buques de GNL se necesitan para enfrentar el invierno

Argentina lanzará la semana próxima un pliego para licitar la contratación de 5 a 6 barcos de gas natural licuado (GNL) para satisfacer la demanda durante el próximo invierno.

“Se está trabajando para lanzar el pliego el 17 de marzo de 5 o 6 cargamentos. La idea es que la semana del 25 (de marzo) se reciban las ofertas”, informaron desde Nación.

Argentina está reduciendo sus necesidades de importación de energía debido a la mayor producción en la formación Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo y la cuarta de petróleo, que mensualmente alcanza un nuevo récord.

En 2024 el país registró el mayor superávit comercial energético en 18 años al alcanzar los 5.668 millones de dólares tras años de déficit comercial que afectó a las finanzas públicas del país austral.

La primera licitación que hizo Argentina en 2024 resultó en la importación de 10 buques, del total de 30 que importó el país ese año.

GNL, una arista en superávit

En 2024 el país registró el mayor superávit comercial energético en 18 años al alcanzar los 5.668 millones de dólares tras años de déficit comercial que afectó a las finanzas públicas del país austral.

La primera licitación que hizo Argentina en 2024 resultó en la importación de 10 buques, del total de 30 que importó el país ese año.

La cantidad de embarques de GNL “va a ser menos que el año pasado porque va a haber más disponibilidad de gas natural, asumiendo un clima comparable” (al año pasado), dijo Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería a periodistas en Houston, donde participa de la conferencia de CERAWeek.

Según los especialistas, el precio se ubicaría cerca de los 16 dólares el millón de BTU, más caro que en 2024, aunque todavía más barato que el gasoil.

Por otro lado, se seguirá recurriendo a la importación de gas desde Chile para abastecer a las provincias del noroeste argentino, cuya demanda todavía no logra ser cubierta por la Reversión del Norte.

Chile enviará gas a Argentina para que pueda afrontar la ola de calor

Las altas temperaturas golpean los planes del Gobierno nacional. Se esperan que en los próximos días alcance los 43 grados en el noroeste argentino (NOA), por lo que se deberá importar gas desde Chile para afrontar la demanda energética.

“Gracias a la colaboración de los ministerios de Energía, Relaciones Exteriores y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), Chile suministrará gas natural a Argentina para afrontar la alta demanda energética, que verá incrementado su consumo producto de una ola de calor pronosticada para la zona norte de dicho país en los próximos días”, informó la Cancillería de Chile mediante un comunicado.

“La exportación, realizada por una solicitud de la Secretaría de Energía de Argentina a la embajada de Chile en ese país, consta de un envío de 1 MMm3/d de gas natural y abastecerá a las provincias de Salta y del Chaco, a través del Gasoducto NorAndino de Chile y el sistema de la Transportadora de Gas del Norte (TGN), del país vecino”, subrayó.

“Este hecho es un reflejo de la cooperación activa entre ambas naciones y da cuenta de la importancia de una integración más estrecha en esta materia, que trae beneficios directos a la población. También, destaca la necesidad de seguir avanzando en aquellos desafíos comunes, donde el fortalecimiento de la relación bilateral es indispensable para encontrar soluciones efectivas”, aseguró.

Gas para pasar el verano

La ola de calor también genera que la administración de Javier Milei negocie con Bolivia para afrontar la demanda energética. “Estamos en una negociación para hacer un contrato interrumpible, estamos hablando el tema”, sostuvo el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen Tapia.

Las exportaciones de gas natural de Bolivia a Argentina terminaron en septiembre después de casi dos décadas, debido a que Argentina está incrementando su producción de gas gracias al desarrollo de Vaca Muerta.

La producción de gas de Bolivia también ha estado disminuyendo durante los últimos años, con pocos descubrimientos nuevos. Desde el año pasado, YPFB ya no tiene un contacto activo de suministro con Argentina.

Pero el calor extremo que azotó a Buenos Aires y varias otras provincias esta semana ha provocado un repunte en la demanda de energía, que se utiliza para poner en funcionamiento aires acondicionados y ventiladores, ejerciendo presión sobre el suministro interno.

Bolivia a la espera

El presidente de YPFB afirmó que Bolivia tiene capacidad para enviar gas a Argentina como parte de un posible contrato interrumpible de corto plazo durante 6 a 12 meses.

Bolivia ya tiene comprometidos envíos de gas a Brasil como parte de un acuerdo reciente hasta 2027, pero algunos clientes no demandan tanto, por lo que el país puede ser flexible, dijo Tapia.

El funcionario agregó que Bolivia podría incluso generar electricidad propia para venderla a Argentina. “Soluciones hay”, agregó Tapia.

Sin embargo, una deuda que mantiene Argentina con la empresa puede complicar la negociación. Argentina recibió el suministro, pero no pagó una deuda de 10,6 millones de dólares con vencimiento el 10 de enero.

“Evidentemente para nosotros se complica tener confianza de poder mandar gas a Argentina sabiendo que el momento que hay que pagar no lo va a hacer”, señaló Tapia.

Cuánto gas aportaría Chile a Argentina para sobrevivir al verano

Argentina negocia volver a importar gas de Bolivia y Chile debido al aumento de la demanda de energía provocado por una fuerte ola de calor que azota al país.

“Estamos en una negociación para hacer un contrato interrumpible, estamos hablando el tema”, sostuvo el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen Tapia, a Reuters.

Las autoridades chilenas también dijeron el viernes en un comunicado a Reuters que el país espera llegar a un nuevo acuerdo con Argentina para exportarle gas en un contrato interrumpible a través del Gasoducto NorAndino.

Un aporte de gas

Según el Ministerio de Energía chileno, entre enero y septiembre se podrían enviar hasta 2,5 millones de metros cúbicos por día (Mm3/d) de gas natural. Las exportaciones totalizarán en el período un máximo de hasta 117 Mm3, comparado con 128,4 Mm3 acordados en 2024.

Las exportaciones de gas natural de Bolivia a Argentina terminaron en septiembre después de casi dos décadas, debido a que Argentina está incrementando su producción de gas gracias al desarrollo de su enorme formación de esquisto de Vaca Muerta.

La producción de gas de Bolivia también ha estado disminuyendo durante los últimos años, con pocos descubrimientos nuevos. Desde el año pasado, YPFB ya no tiene un contacto activo de suministro con Argentina.

Pero el calor extremo que azotó a Buenos Aires y varias otras provincias esta semana ha provocado un repunte en la demanda de energía, que se utiliza para poner en funcionamiento aires acondicionados y ventiladores, ejerciendo presión sobre el suministro interno.

La empresa estatal Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) confirmó el viernes a Reuters que estaba “abierta a alternativas” llegado el caso de que el país necesite importar gas para satisfacer demanda. Argentina actualmente no está importando gas de sus vecinos, dijo la compañía.

Bolivia abierto a negociar

El presidente de YPFB sostuvo que Bolivia tiene capacidad para enviar gas a Argentina como parte de un posible contrato interrumpible de corto plazo durante 6 a 12 meses.

Bolivia ya tiene comprometidos envíos de gas a Brasil como parte de un acuerdo reciente hasta 2027, pero algunos clientes no demandan tanto, por lo que el país puede ser flexible, dijo Tapia.

El funcionario agregó que Bolivia podría incluso generar electricidad propia para venderla a Argentina. “Soluciones hay”, agregó Tapia.

Sin embargo, una deuda que mantiene Argentina con la empresa puede complicar la negociación. Argentina recibió el suministro, pero no pagó una deuda de 10,6 millones de dólares con vencimiento el 10 de enero.

“Evidentemente para nosotros se complica tener confianza de poder mandar gas a Argentina sabiendo que el momento que hay que pagar no lo va a hacer”, señaló Tapia.

Una fuente de la argentina ENARSA dijo que no existía deuda pendiente con YPFB, sino más bien una discrepancia respecto a la cantidad de gas proveído por Bolivia durante el período de contrato. Conversaciones para resolver esa diferencia continuarán la próxima semana.

Qué empresas y qué caminos se tomarán para llevar el shale gas a Brasil

El Memorándum de Entendimiento (MoU) que firmaron Argentina y Brasil puede abrir una nueva etapa en la región. El acuerdo, enfocado en el gas de Vaca Muerta, busca fortalecer la cooperación regional y satisfacer la creciente demanda de energía del gigante latinoamericano, con beneficios económicos significativos para ambas naciones.

El MoU tiene como objetivo principal facilitar la exportación de gas natural desde Argentina hacia Brasil en el menor tiempo y con los costos más bajos posibles. Para ello, se estableció un grupo de trabajo bilateral que estudiará rutas logísticas y la infraestructura necesaria para concretar esta operación estratégica.

El acuerdo se extenderá por 18 meses, con opción de prórroga, y el foco estará puesto en la integración energética, optimización de recursos y reducción de costos.

Las vías que conectarán a Brasil

En la infografía que divulgó el Ministerio de Minas y Energía de Brasil estableció que el grupo de trabajo está analizando varias opciones para transportar el shale gas:

  •     Vía Bolivia: Adaptación del Gasbol, con inversión en infraestructura.
  •     Vía Paraguay: Construcción de un gasoducto a través del Chaco paraguayo.
  •     Conexión directa a Río Grande do Sul: Utilizando Uruguayana como punto clave.
  •     Por Uruguay: Interconexión con el sur de Brasil.
  •     Gas Natural Licuado (GNL): Como alternativa complementaria.

Proyecciones

Tal como se informó, el acuerdo incluye metas claras de importación en tres horizontes de tiempo: para el 2025, Argentina exportará 2 millones de m3/día; en los próximos tres años serán 10 millones de m³/día; y de cara al 2030 se exportarán 30 millones de m3/día.

Este acuerdo no solo fortalecerá la seguridad energética de Brasil, sino que también impulsará su economía. Según estimaciones de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), los beneficios incluyen inversiones totales por 94,6 mil millones de reales; la creación de 436 mil nuevos puestos de trabajo directos e indirectos; incremento del PIB de 79 mil millones de reales en los próximos años; y recaudación federal adicional por 9,3 mil millones de reales.

Además, esta iniciativa permitirá a Brasil avanzar en su proceso de reindustrialización, priorizando sectores clave como fertilizantes, petroquímica y cerámica.

Una fuente estratégica

El gas importado provendrá de Vaca Muerta, con un costo en origen de solo 2 dólares por millón de BTU. Una vez en Brasil, el costo estimado será de 7 dólares a 8 dólares por millón de BTU, un precio competitivo frente a otras fuentes de energía.

Empresas como TotalEnergies, Pluspetrol y Pan American Energy están involucradas en el desarrollo de esta operación, garantizando su viabilidad técnica y económica.

Con una demanda diaria de entre 70 y 100 millones de m3 de gas natural, la entrada de gas argentino permitirá diversificar las fuentes de suministro y reducir la dependencia de mercados internacionales más caros.

Argentina enviará 2 Mm3 de gas por día a Brasil a partir de 2025

El shale gas está a las puertas de ser el nuevo corazón energético de la región. En el marco de la cumbre del G20, Argentina y Brasil firmaron un Memorándum de Entendimiento (MOU) para que el gas natural de Vaca Muerta pueda llegar al gigante latinoamericano vía gasoductos.

El acuerdo firmado por el ministro de Economía, Luis Caputo, y su par de Minas y Energía brasileño, Alexander Silveira, establece que los envíos comenzarán en 2025 con 2 millones de metros cúbicos diarios y se prevé alcanzar los 30 millones diarios de exportación en cinco años.

“Se firma un MOU con el objetivo de discutir la infraestructura necesaria para la exportación de gas argentino proveniente de Vaca Muerta a Brasil. Para ello se designan representantes de ambos países en un grupo conjunto que analizará las alternativas para llegar a una exportación de 30 millones de metros cúbicos diarios de gas natural en 5 años”, detallaron en el Ministerio de Economía de Brasil.

Por su parte, Silveira manifestó que se pretende avanzar por las cinco vías de conexión entre Argentina y Brasil. “Firmé con el Ministro de Economía argentino, Luis Caputo, el Memorando de Entendimiento para traer gas de Vaca Muerta a Brasil. La previsión es que las importaciones brasileñas de gas natural de nuestros vecinos se realicen a través de 5 rutas”, subrayó en cuenta de X.

“Queremos aumentar una oferta de gas en Brasil y consecuentemente disminuir el precio. Precisamos tratar el gas como una energía de transición, aumentar el volumen para disminuir el precio y reindustrializar el Brasil, generando más oportunidades para nuestra gente”, aseguró.

Las vías que estudia Argentina

Asimismo, el funcionario aseveró que el gobierno contempla cinco rutas para transportar el gas argentino hacia el mercado brasileño. La primera es aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol).

Otra opción es vía Paraguay. El país guaraní planteó una alternativa que no pise suelo boliviano y trace una diagonal desde Salta hasta Campo Grande, Brasil. El proyecto requiere 1.500 millones de dólares de inversión y permitiría transportar 15 MMm3/d.

Otro camino a través de Paraguay sería desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA. La ventaja de esta ruta es que la cantidad de kilómetros a construir sería menor, se pasa por Asunción donde también se puede abastecer un volumen interesante de demanda y se llega a la misma ciudad de Campo Grande para conectarse con el gasoducto que llega hasta San Pablo.

Cualquiera de estas tres alternativas permitiría abastecer la demanda industrial de San Pablo y la del estado de Mato Grosso do Sul que, según el consultor Álvaro Ríos Rocca, tiene el costo energético más alto de Brasil al abastecerse con GLP.

Las tres vías restantes

Ya las otras dos rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul, Santa Catarina y Paraná que necesita entre 10 y 20 MMm3/d. La primera necesitaría la construcción de la segunda etapa del GPNK y un caño adicional entre Uruguayana y Porto Alegre. El tramo 2 del GPNK se licitaría dentro de 30 a 60 días junto a tres plantas compresoras (Casa de Piedra, Chacharramendi y Doblas) para elevar la capacidad de transporte a casi 40 MMm3/d, según indicaron fuentes oficiales a este medio.

El otro camino sería a través de Uruguay, país con el cual ya existe una conexión mediante el Gasoducto Cruz del Sur inaugurado en el 2002 que une la localidad de Punta Lara con Colonia del Sacramento de forma subfluvial y de ahí recorre casi 150 kilómetros hasta Montevideo. El tramo que faltaría construir sería entre la capital uruguaya y Porto Alegre, más algunas plantas compresoras para elevar la capacidad de transporte del caño que fue ideado para llevar apenas 5 MMm3/d.

Brasil y Argentina firmarán un memorándum por el gas de Vaca Muerta

Brasil firmará un memorando de entendimiento con Argentina para desarrollar infraestructura e interconexiones para la exportación de gas natural desde Vaca Muerta, según un comunicado publicado por el gobierno. El Ministerio de Minas y Energía dijo que el acta crea un grupo de trabajo bilateral para identificar las medidas necesarias para viabilizar el suministro de gas natural argentino.

“La apertura del mercado de gas en Brasil podría generar beneficios a largo plazo, incluyendo inversiones, empleos y reducción de los precios de los alimentos, con una demanda estimada en 30 millones de metros cúbicos por día hasta 2030″, dijo el ministerio.

El titular de la cartera, Alexandre Silveira, sostuvo que el gobierno brasileño espera que a partir de 2025 las importaciones alcancen los 2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. Esta cifra se incrementaría progresivamente a 10 MMm3/d tres años y llegaría a 30 MMm3/d para 2030.

“Queremos aumentar la oferta de gas en Brasil y, consecuentemente, reducir su precio. Esto es fundamental para tratar el gas como una energía de transición, aumentar el volumen y reindustrializar el país”, explicó Silveira al diario O Globo.

Las vías para llegar a Brasil

Asimismo, el funcionario aseveró que el gobierno contempla cinco rutas para transportar el gas argentino hacia el mercado brasileño. La primera es aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol).

Otra opción es vía Paraguay. El país guaraní planteó una alternativa que no pise suelo boliviano y trace una diagonal desde Salta hasta Campo Grande, Brasil. El proyecto requiere 1.500 millones de dólares de inversión y permitiría transportar 15 MMm3/d.

Otro camino a través de Paraguay sería desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA. La ventaja de esta ruta es que la cantidad de kilómetros a construir sería menor, se pasa por Asunción donde también se puede abastecer un volumen interesante de demanda y se llega a la misma ciudad de Campo Grande para conectarse con el gasoducto que llega hasta San Pablo.

Cualquiera de estas tres alternativas permitiría abastecer la demanda industrial de San Pablo y la del estado de Mato Grosso do Sul que, según el consultor Álvaro Ríos Rocca, tiene el costo energético más alto de Brasil al abastecerse con GLP.

Las tres vías restantes

Ya las otras dos rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul, Santa Catarina y Paraná que necesita entre 10 y 20 MMm3/d. La primera necesitaría la construcción de la segunda etapa del GPNK y un caño adicional entre Uruguayana y Porto Alegre. El tramo 2 del GPNK se licitaría dentro de 30 a 60 días junto a tres plantas compresoras (Casa de Piedra, Chacharramendi y Doblas) para elevar la capacidad de transporte a casi 40 MMm3/d, según indicaron fuentes oficiales a este medio.

El otro camino sería a través de Uruguay, país con el cual ya existe una conexión mediante el Gasoducto Cruz del Sur inaugurado en el 2002 que une la localidad de Punta Lara con Colonia del Sacramento de forma subfluvial y de ahí recorre casi 150 kilómetros hasta Montevideo. El tramo que faltaría construir sería entre la capital uruguaya y Porto Alegre, más algunas plantas compresoras para elevar la capacidad de transporte del caño que fue ideado para llevar apenas 5 MMm3/d.