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La integración gasífera latinoamericana: una prospectiva cargada de incertidumbres

El panorama energético global se caracteriza, entre otras cosas, por el alto precio del petróleo, lo que ha llevado a incentivar un uso más intensivo del gas y el perfeccionamiento de nuevas tecnologías, como el gas natural licuado. En América Latina, la integración gasífera tiene una larga historia de proyectos binacionales. Hoy, a pesar de las asimetrías regulatorias y de precios, el ingreso de Venezuela como abastecedor de gas y la articulación regional a través de gasoductos amplios, como el «anillo energético», quizás no asegurarán una reducción de los precios, pero seguramente contribuirán a equilibrar el balance regional y garantizar la provisión en el largo plazo.

La integración gasífera latinoamericana: una prospectiva cargada de incertidumbres

El actual escenario mundial: ¿qué lo diferencia del pasado?

Durante la década de 1990, eran pocos los que vaticinaban el retorno de los precios internacionales del crudo a niveles siquiera próximos a los del primer shock petrolero, y menos aún quienes pronosticaban que alguna vez llegarían a asemejarse a los niveles del segundo shock. Entre los especialistas y los teóricos se había alcanzado un consenso acerca de los parámetros usuales para definir la banda de precios del petróleo en el mercado internacional: el piso estaba determinado por el costo de producción en condiciones rentables para los productores marginales estadounidenses (de campos pequeños), mientras que el límite superior estaba dado por un precio que no amenazara la extracción del crudo de Arabia Saudita en lo que restara del siglo XX y en las primeras décadas del siglo XXI (Ayoub). La experiencia previa, en especial la sustitución de crudo por gas en Estados Unidos y Europa en un escenario de precios elevados, generaba reticencias en los árabes sauditas: temían que sus abundantes reservas perdieran valor con el tiempo, como consecuencia de los incentivos que ofrecen los escenarios de precios elevados para la introducción de sustituciones y el desarrollo de tecnologías alternativas.

Por otra parte, a principios de los 90, y aun cuando numerosas misiones comerciales europeas y estadounidenses tenían a China como principal destino, pocos analistas vaticinaban el cambio del contexto geopolítico global que produciría el rápido desarrollo del gigante asiático. La caída del muro de Berlín y la integración de Europa del Este a Europa occidental constituían los signos más próximos de lo que –se creía en aquel momento– sería el nuevo escenario global. La primera Guerra del Golfo encontró a todos aliados contra Irak y apenas si impactó durante unos meses en el precio del crudo. Desde el contrashock petrolero de 1986 y hasta fines de 2001, los precios se mantuvieron en un nivel que parecía confirmar aquellas hipótesis.

Los desarrollos teóricos de mediados de los 90 acerca de los nexos entre urbanización, cambio tecnológico y crecimiento económico (Kozulj 1997, 1999, 2000a, 2003) buscaban dar cuenta de las razones por las cuales el mundo había marcado una ruptura fundamental con el modelo de acumulación fordista. Se insinuaba, además, la emergencia de China y la India como los grandes mercados del futuro: esto era consecuencia de predicciones basadas en la expectativa de que el incremento de la población en las grandes ciudades se concentraría en el futuro inmediato en estos dos países, frente a la saturación de ese proceso en las naciones desarrolladas y en otras regiones. El propósito de estos trabajos era explicar una serie de características del modo de acumulación flexible y sus consecuencias: el enfoque estaba centrado en un aporte a la teoría del desarrollo económico, más que en una explicación de sus implicancias energéticas.

Fue solo a partir de la evidencia de que las importaciones de petróleo por parte de China comenzaban a crecer vertiginosamente –en sintonía con el hecho de que la demanda de crudo estaba, por primera vez, muy cerca de superar la capacidad de refinación a escala mundial– cuando fue posible elaborar una explicación más compleja (Kozulj 2005b). El hecho de que la urbanización y modernización en China y la India implicaran necesariamente la difusión masiva del automóvil, sumado a su ubicación geográfica, próxima a los recursos energéticos más abundantes del planeta, configuró una explicación más robusta del escenario mundial. La idea del «primer imperio de la era global», desarrollada por los sectores más duros de la política exterior estadounidense, comenzó a obrar en un sentido estructural.

La lucha por el control de los recursos estaba apuntalada, además, por dos poderosos motivos: el uso intensivo del Complejo Militar Industrial (CMI) de EEUU como mecanismo de política keynesiana, y las decisiones de inversión frente al temor de una recesión de tipo L, es decir, aquella cuya intensidad y duración implican una destrucción importante de capacidad instalada (Roach).

Solo a partir de esta contradicción entre la necesidad de sostener el crecimiento económico a escala global (para lo cual el crecimiento de China y la India son indispensables) y el temor de que este crecimiento convierta a ambos países en potencias (en alianza con otras naciones, desarrolladas o no) puede explicarse el enfoque teórico de autores como Samuel Huntington (1997 y 2004) o Fareed Zakaría (2005): el eje principal de esta postura es el «choque de civilizaciones», la justificación del imperialismo y, por lo tanto, la «guerra contra el terrorismo» como objetivo central de la política estadounidense. Lejos de constituir una simple posición pragmática, estos autores elaboraron un marco de análisis teórico e histórico que se tradujo en propuestas muy concretas respecto al modo en que EEUU opera en el mundo (López Alves/Dessein).

A nadie escapa que un escenario de oferta de crudo restringida frente a una demanda creciente y sostenida, en el contexto de un prolongado conflicto en Oriente Medio, favorece un aumento de los precios del petróleo. Esto, a su vez, beneficia al CMI y a los productores de crudo y condiciona a los países importadores. Éstos son entonces algunos de los elementos clave para comprender el escenario geopolítico mundial.Pero no son los únicos. El abastecimiento energético modificó sus pautas en el sentido de un uso más intensivo del gas natural. A comienzos de los 90, la introducción a escala mundial de plantas de ciclo combinado a partir del spin off generado por la tecnología de las turbinas en la industria aeronáutica significó una presión adicional sobre la demanda de gas. Los productores de distintas regiones vieron la posibilidad de valorizar reservas ya descubiertas realizando inversiones marginales. De este modo, la brecha entre los precios del crudo y del gas se redujo. Pero, además, el hecho de que el gas no fuera un bien transable en términos económicos más que en forma marginal (debido a sus elevados costos y a las limitaciones geográficas de los intercambios, condicionadas por la infraestructura de transporte) introdujo incentivos para bajar los costos del gas natural licuado (GNL): se trata de un gas que se convierte de estado gaseoso en líquido, se transporta a través de buques metaneros y luego se regasifica e inyecta al sistema de transporte por ductos.

Desde 2002 y sobre todo 2003 hasta hoy, el nuevo contexto de precios internacionales ha llevado a los analistas a sostener que se ha acabado definitivamente la «era del petróleo barato en el mundo». Los argumentos para justificar esta hipótesis se basan en la creciente demanda de crudo por parte de China, la India y otros países emergentes en Asia, la reincidencia de una mayor dependencia de las reservas de los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y la conflictividad en Oriente Medio, ahora bajo el pesado estigma del problema islámico y su vinculación con la «guerra contra el terrorismo» (que, en el caso europeo, se relaciona además con dimensiones laborales y de identidad cultural). También se explica por el hecho de que la producción petrolera a escala mundial ha alcanzado un máximo y hoy es declinante, y por la evidencia de que cada vez será más dificultoso encontrar reservas de magnitud.

Por supuesto, cada uno de estos argumentos puede ser rebatido. De hecho, el tema de la especulación con los papeles petroleros parece quedar afuera de la explicación. De todos modos, lo cierto es que los movimientos especulativos se dan en cualquier nivel de precios, altos o bajos, y, si bien pueden explicar actualmente oscilaciones de hasta 10 a 15 dólares por barril, no alcanzan por sí mismos para dar cuenta del escenario de precios vigente. Al menos, no en su totalidad.

Pero mientras las variables por el lado de la demanda parecen inobjetables, la declinación de la producción y las reservas es más cuestionable. Durante los 90, las inversiones estuvieron orientadas a la compra de reservas o, como se sostiene en la jerga petrolera, drilling in the Wall Street’s canyons. Esto, para las grandes compañías, era una opción más conveniente y menos riesgosa que invertir en exploración de riesgo. Esta tendencia, como luego se verá, se verificó también en América Latina. Los picos de producción «registrados históricamente» no hacen más que reflejar la demanda y la cuestión de las reservas de Arabia Saudita comienza a ser puesta en debate. En realidad, mientras los árabes sauditas afirman tener reservas suficientes y posibilidades de aumentar la oferta, son los propios expertos estadounidenses quienes obligan a silenciar estas declamaciones, poniéndolas en duda. Una buena razón para ello es que, de comprobarse la afirmación de los sauditas, los precios podrían derrumbarse. Y, si esto ocurre, las perspectivas para muchos sectores de la economía estadounidense que hoy enfrentan dificultades serían aún menos promisorias. En especial, en lo que hace a la relación con China y a lo que ello implica para justificar los elevados presupuestos en defensa, la posición de liderazgo geopolítico y el peligro de que la economía mundial no resista la crisis de sobrecapacidad generada a escala global inducida por un crecimiento más acelerado de aquel país.

Ésta es una explicación a partir de las variables no energéticas. Desde las variables energéticas, el escenario de elevados precios por un periodo prolongado multiplica las opciones tecnológicas que permiten una mayor valorización del gas, financiada sin riesgo a través de la extraordinaria renta petrolera. Se trata no solo de la multiplicación del comercio internacional de gas a través de nuevos proyectos de GNL, sino también de la conversión del gas a líquidos (gas to liquids, o GTL) equivalentes a derivados como el diesel, cuya demanda –se estima– se incrementará en los próximos veinte años.

En tal sentido, no viene mal mencionar algunas cifras: las importaciones de GNL por parte de EEUU crecieron 180% entre 1990 y 2001, y 650% entre 1990 y 2005; es decir que en solo cuatro años se incrementó la demanda en otro 180% respecto al incremento de los doce años previos. Se calcula que las exportaciones de GNL crecerán en más de 150.000 millones de m al año hasta 2009, y luego a más de 10% anual. Respecto a los anuncios de nuevas plantas de GTL, los proyectos, sumados, arrojan más de 660.000 barriles por día (89% de ellos en Qatar). Esto implica un incremento a escala mundial de más de 180% respecto a la capacidad instalada actual de este tipo de plantas, que hoy se hallan principalmente como CTL (coal to liquids) en Sudáfrica, debido a las abundantes reservas de carbón.

Las nuevas inversiones de empresas con una alta incidencia en la operación de reservas de petróleo y gas en América Latina, como Repsol-YPF, apuestan también al GNL como el combustible del futuro: se trata, en definitiva, de gas transable, ya sea como gas o como combustibles sypetrol (a partir de procesos de síntesis de gas natural, o sea GTL).

Adicionalmente, la tendencia al consumo y la producción de biocombustibles a partir de la legislación ambiental mundial (en especial en Europa) ha llevado a una utilización creciente de tierras de cultivo para la producción de insumos energéticos (caña de azúcar, remolacha, palma africana, maíz, soja, etc.). Sin embargo, es probable que las ventajas ambientales que podrían generarse terminen siendo pagadas por los sectores más pobres, debido a que la mayor demanda ha incrementado el precio de tierras y alimentos.

Dado el elevado riesgo de no recuperar las inversiones, ninguno de estos proyectos «sustitutivos del petróleo» habría sido viable en un contexto de bajos precios internacionales o de bajo crecimiento de la demanda. En tal sentido, se podría decir que, de concretarse en las escalas anunciadas, habría más razones para suponer que el escenario de bajos precios del crudo no será dominante, al menos en los próximos cinco o diez años. Entre las empresas más importantes que comenzaron a desarrollar estos proyectos se encuentran Conoco-Philips, Chevron, Mobil y Shell. El sello estadounidense y británico es claro; en América Latina se suma, además, España.

Quizás un elemento adicional aporte un importante factor de análisis respecto al escenario futuro de precios y políticas. En la medida en que se consolidan las economías urbanas a escala planetaria, se generan mercados de consumo de bienes y servicios «estables» y fáciles de predecir, ya que no se hallan vinculados a la creación de nuevas capacidades (lo que implica el riesgo de ciclos largos de sobrecapacidad), ni son consecuencia de innovaciones tecnológicas (lo que implica, en las condiciones actuales, riesgos de mercado y de competencia, además de la necesidad de recuperar inversiones en plazos cada vez más cortos, lo que a su vez limita objetivamente la posibilidad de mejorar la distribución del ingreso) (Kozulj 2005b). Al mismo tiempo, las pirámides de edad de los países desarrollados generan cada vez más dificultades para sostener los sistemas previsionales. No es de extrañar, entonces, que en estas condiciones los fondos de pensión hayan invertido en sectores de servicios energéticos, en la especulación con papeles petroleros y en la propia industria petrolera en países emergentes. La tendencia a considerar y condenar como «políticas de subsidios» todas aquellas que sitúen los precios sobre la base de los costos de producción (en lugar de sobre los «costos de oportunidad» expresados como costos de importación-exportación) provienen de estos sectores, que desean acrecentar ganancias en el largo plazo.

En suma, estos condicionantes definen un escenario mundial que permite una aproximación para tratar el caso de la integración gasífera en América Latina. En ese sentido, la diversidad de actores, políticas y condiciones objetivas respecto a la futura ecuación de oferta y demanda de gas constituyen claves que, aunque «objetivables», no reducen totalmente las incertidumbres fundamentales.

Antecedentes de la integración gasífera en América Latina y el Caribe

Las ideas de integración gasífera en la región tienen mucha historia. Sin embargo, ha sido solo a través de proyectos binacionales (el caso Bolivia-Argentina desde los 70, y Bolivia-Brasil durante los 90), o a través de iniciativas privadas en Argentina tras la privatización y desregulación del sector, que la construcción de gasoductos de exportación se ha hecho realidad. En el caso de Brasil, esto fue posible debido a la decisión de este país de expandir su oferta eléctrica en base a gas, ofreciéndolo a los industriales de San Pablo en forma abundante y a precios convenientes, con un dominio relativo sobre las reservas de Bolivia y sobre el sistema de transporte, dada la fuerte presencia de Petrobrás en ambos eslabones de la cadena.

En el caso de Argentina, la orientación exportadora –enfocada principalmente a Chile y, en menor medida, a Brasil y Uruguay– constituía, junto con el uso del gas para la generación eléctrica, una estrategia tendiente a valorizar las reservas comprobadas del modo más acelerado posible. Esto fue necesario dadas las circunstancias de lenta expansión de los sectores de consumo residencial, comercial e industrial en Argentina, y la precariedad del esquema macroeconómico de la convertibilidad. Acerca de esto último, conviene señalar que durante los 90 el valor del gas, a un promedio de 1,20 a 1,40 dólares por MBTU en el mercado interno, no ocasionó mayores dificultades debido a la sobrevaluación monetaria: el esquema de tipo de cambio fijo garantizaba por ley la ecuación 1 peso argentino = 1 dólar, a pesar de que los cálculos elementales de medición de la paridad real indicaban una relación de 2 a 1 (Kozulj 1995, 2000b, 2002a, 2002b y 2005a). Durante los 90, estos valores implicaron, prácticamente, una alineación de los valores argentinos con los internacionales.

En 2000-2001, la crisis de la convertibilidad disparó en Argentina una devaluación de alrededor de 200%, pero el gobierno decidió mantener regulado el precio del gas en boca de pozo sobre la base de la Ley de Emergencia Económica. Sin embargo, los productores privados no tardaron en demostrar que podían forzar modificaciones en la decisión de no alterar los precios del gas. En abril de 2004, la escasez de gas condujo a cortes del suministro a usuarios industriales y forzó a Argentina a limitar las exportaciones a Chile: se trataba del único recurso jurídico disponible, ya que las exportaciones de gas desde Argentina estaban supeditadas al abastecimiento interno.

Esta crisis de desabastecimiento no se dio en los meses más fríos del invierno, ni tampoco se generó como consecuencia de un crecimiento inesperado de la demanda, como algunos pretendieron sostener. No fue, tampoco, efecto de la saturación del sistema de transporte, cuya capacidad se hallaba próxima al límite precisamente como consecuencia de la estrategia de las transportadoras de gas de ampliar la capacidad del sistema troncal aumentando la capacidad de compresión, y no construyendo nuevos gasoductos. Aunque los gasoductos se construyeron, se destinaron a la exportación (Kozulj 2005a). Por el contrario, la limitación provino de la capacidad de inyección por parte de los productores de gas. Así se verificaba la declinación de yacimientos gigantes, como Loma de La Lata, en la provincia de Neuquén, que solo dos años atrás había dado lugar a renegociaciones del plazo de concesión con la empresa Repsol. La reacción gubernamental para normalizar la situación de abastecimiento consistió en instrumentar una serie de cambios en la regulación: en 2005 y 2006 los precios del gas retomaron prácticamente el nivel de precios en dólares vigentes durante la convertibilidad (ya en 2005 Repsol reconocía 1,20 dólares por MBTU). Pese a esto, en Argentina las inversiones en exploración, incluso las tendientes a aumentar la capacidad de producción, han sido escasas: antes de la privatización de YPF se perforaban, en promedio, más de 100 pozos al año; desde 1999 la cifra oscila entre 20 y 30 pozos al año. Tampoco se realizó un esfuerzo en exploración de riesgo en la etapa de extracción acelerada de gas y petróleo, es decir entre 1995 y 1999. Todo esto a pesar de que el contexto de nuevos precios internacionales, desde 2002 hasta hoy, implicó un incremento de la renta global de las empresas. Este incremento fue formidable incluso con la parcial «pesificación» (conversión de dólares a pesos sin tener en cuenta la pérdida de valor de la moneda argentina) de los precios del gas entre 2002 y 2004, y a pesar del sistema de retenciones a las exportaciones de crudo implementado por el gobierno.

Por otro lado, el contexto de incertidumbre respecto a la capacidad de Argentina de mantener las exportaciones a Chile hizo que este último, cuya decisión de hacer penetrar el gas se basaba en la hipótesis de una amplia excedencia de gas argentino, comenzara a analizar la posibilidad de importar GNL. En cuanto a las exportaciones de gas natural de Bolivia a Argentina, éstas datan de comienzos de los años 70 y se realizaron siempre en cantidades marginales, más por razones geopolíticas que debido a necesidades reales de abastecimiento.

Por su parte, a partir de 2004 comenzaron a agitarse las aguas también en Bolivia. Muchos sectores, en aquel momento de la oposición, se negaban a exportar gas a Argentina con el argumento de la triangulación con Chile. De hecho, el Gasoducto del Noroeste, incluido en el Plan Energético de Argentina 2004-2008 como la principal obra de expansión de la capacidad de transporte, aportaría entre 20 y 30 millones de m/día, adicionales a los 120 ya existentes, con gas proveniente de Bolivia. Hasta ahora no se ha concretado: primero debido a la incertidumbre y, actualmente, a la espera de que se fijen nuevos acuerdos de precios.

Acercándonos ya al panorama actual, podemos señalar dos hechos que conmocionaron la perspectiva de integración regional. El primero, el anuncio del presidente de Venezuela, Hugo Chávez, de construir un gasoducto latinoamericano tendiente a resolver el desequilibrio previsible de las demandas conjuntas de Argentina, Brasil, Chile y Uruguay. Este proyecto se concibió frente a un horizonte de reservas comprobadas y teniendo en consideración la incorporación de Paraguay al consumo de gas natural, así como la decisión del principal proveedor regional –Repsol-YPF– de invertir fuera de la región con miras al mercado internacional de GNL. En segundo lugar, y en estrecha vinculación con lo anterior, hay que destacar la nacionalización del gas en Bolivia, con el consiguiente cambio de reglas de juego para Petrobrás, Repsol-YPF y Total, y el impacto de esto sobre los consumidores.

De este modo, mientras que los precios de intercambio con Bolivia ya superan la banda de los 3 a 3,40 dólares por MBTU (tanto para el gas con destino a Argentina como para el que va a Brasil), en Argentina los precios se mantienen, por ahora, en torno de 1,2-1,5 dólares por MBTU. En el caso de Brasil, el contrato vigente prevé una actualización trimestral de 11,3%.

Son varias las preguntas que asoman en este contexto: ¿Cuál será el precio regional? ¿A qué precio llegaría el gas de Venezuela a los distintos mercados? ¿Cuál será la actitud definitiva de Brasil respecto al gasoducto latinoamericano? ¿Continuará Chile planificando la expansión de su demanda en base a GNL o buscará alternativas de autosuficiencia por medio del carbón? ¿Qué sucederá con la estabilidad política regional, habida cuenta del conflicto entre Venezuela y Perú, del apoyo venezolano a Bolivia y de las –reales o aparentes– tensiones entre ambos países y EEUU, donde, además, se acusa a China de inmiscuirse en la región? Éstas son solo algunas de las incógnitas que hacen compleja una predicción confiable del futuro de la integración. Sin embargo, tras esta confusión algo está claro: todo favorece el aumento de la renta gasífera y petrolera, no importa quién se apropie de ella o a través de qué mecanismos. Evo Morales habla de un precio del gas de entre 5 y 7 dólares por MBTU. Con esos valores, si las empresas privadas negocian una participación de 30%, podrían obtener más de lo que consiguen en Argentina. A continuación, analizaremos estos temas a partir de los proyectos anunciados y otros factores que determinan las posibilidades regionales en el actual contexto mundial.

Los proyectos de integración gasífera regional

Si se considera el conjunto de proyectos, hoy se está estudiando la realización de más de 22.000 km de nuevos gasoductos de integración (XM). El 74% de ellos tienen a Brasil como paso o destino. El megaproyecto venezolano implicaría poco más de 40% de aquel total, lo cual es lógico: Venezuela concentra más de 66% de las reservas latinoamericanas de gas y Bolivia posee 13%. En ambos casos, el consumo es reducido. En cambio, Argentina, Brasil y Chile representan cerca de 15% de las reservas (Argentina, 10%): la proyección de sus demandas confirma la imposibilidad a largo plazo de un esquema conjunto de autosuficiencia en materia de producción y reservas de gas.

Veamos caso por caso. En Argentina, sería casi imposible hacer retroceder el gas en la matriz energética dado que, aun si prosperaran los proyectos nucleares e hidráulicos más promisorios, la penetración en los sectores industrial, vehicular, residencial y comercial haría muy difícil lograr semejante meta. En el caso de Chile y Brasil, esto implicaría un retroceso importante. En un reciente estudio desarrollado en Chile por la consultora Synex, se recomienda no proseguir con la línea de instalar nuevos ciclos combinados a gas y se sugiere redimensionar los proyectos de importación de GNL solo como respaldo del suministro actual cuando pierdan vigencia los contratos, en 2012-2013 (Centro de Estudios Públicos). En el caso de Brasil, la decisión del gobierno de Bolivia de aumentar los precios y nacionalizar las reservas y la producción de las empresas concesionarias (entre las cuales se encuentra Petrobrás) ha desatado diversas reacciones. Entre ellas, podemos identificar líneas de pensamiento opuestas dentro de la propia Petrobrás y posturas divergentes acerca de quién tendría que absorber los mayores costos, si los consumidores o la empresa a través de una disminución relativa de la captación de la renta petrolera.

La discusión del grado de penetración deseable del gas en Brasil es una cuestión de vieja data, que generó debates entre diversos sectores dentro de Petrobrás y de Eletrobrás, más propensos a la autarquía. Si la integración a través del proyecto binacional fue aceptada, ello se debió, principalmente, a la idea de que, al participar Petrobrás en el upstream en los yacimientos de Bolivia y en el control del gasoducto Gasbol, esa autarquía no se hallaba amenazada. Tal percepción se reforzaba por el hecho de que Bolivia es un país pequeño y altamente dependiente de las exportaciones de gas para obtener recursos financieros. Durante la década del 90, Petrobrás resistió los embates de las corrientes privatizadoras y se convirtió en una multinacional estatal (aunque con una importante participación accionaria privada), con fuertes intereses en Bolivia y Argentina, entre otros países. El liderazgo regional en materia energética lo dictaba la prospectiva de su demanda, la fuerza de su diplomacia y el tamaño de su economía.

La reorganización de Pdvsa después del fallido golpe contra Chávez puso a Venezuela en condiciones únicas para captar y acrecentar una formidable renta petrolera. La disposición para utilizar dicha renta y favorecer así el proyecto político chavista quedó clara a partir del anuncio del proyecto de gasoducto latinoamericano y del apoyo al actual presidente de Bolivia, Evo Morales, en la nacionalización de los hidrocarburos. Se evidenció, también, en los acuerdos y propuestas de suministro petrolero a Centroamérica y el Caribe, y en las facilidades concedidas a Ecuador en materia de refinación. Desde un punto de vista general, esto puede significar el primer intento de desafiar el poder negociador de Brasil en el actual contexto latinoamericano, al menos en materia energética. Se dice que Venezuela recibió de China 1.000 millones de dólares de inversión en el sector petrolero y 250 millones en asistencia técnica.

En el caso de Argentina, los anuncios acerca de una posible compra de acciones de Repsol-YPF por parte del gobierno o de inversionistas nacionales han sido desmentidos. Lo cierto es que Argentina no controla sus recursos energéticos, aunque sí logra, al menos en parte, captar la renta e influir en la formación de precios regionales más bajos. Una pregunta crucial es si la recompra forzada de acciones o una demanda ante las instancias arbitrales del Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones no es en realidad una estrategia que beneficie a las empresas. Si bien éste puede no ser el caso de Petrobrás, sí puede ser el de Repsol, sobre todo si se tiene en cuenta que la tenencia minoritaria de sus acciones está concentrada en sectores financieros (BBVA, La Caixa), mientras que una parte mayoritaria está dispersa en bolsa. Los anuncios de inversión en exploración para la región (trátese de Argentina, Bolivia o Brasil) demuestran la estrategia de diversificación de activos anunciada por Repsol. Ésta consiste en extraer las reservas ya descubiertas y operadas por regímenes de concesión y monetizarlas, pero solo hasta que éstas declinen, reemplazándolas después por otras en países con mayor prospectiva geológica y menores desafíos políticos. En ese contexto, otros países aportan aún más complejidad al panorama de la integración. En el caso de Colombia, hay tres posibilidades para respaldar la provisión del vasto sistema de transporte creado a mediados de los 90 a través del «Plan de masificación del gas». Una de ellas se vincula con las reservas de Cusiana, que podrían dar lugar a una intensa valoración por parte de la British Petroleum a través de la instalación en 2009 de una planta de GTL para sustituir el diesel proveniente de derivados de petróleo. Otra posibilidad reside en las aún no comprobadas, pero probables y abundantes, reservas costa afuera, ubicadas en proximidad de la península de La Guajira. Una tercera alternativa es la provisión de gas desde Venezuela, para lo cual se ha firmado un acuerdo de integración bilateral destinado a la construcción de un gasoducto entre ambos países. Esta última opción explica, al menos en parte, el hecho de que estos dos Estados –cuyas relaciones nunca han sido fáciles y que además están gobernados por regímenes políticos de tendencias ideológicas opuestas– hayan suavizado sus contactos. A esto se suman las recientes conversaciones y ofertas de México para la construcción de un gasoducto desde su territorio hasta Panamá.

En general, cabe aclarar que el excesivo énfasis en los aspectos ideológicos no coincide necesariamente con las realidades objetivas. No hay que olvidar que la vasta red de gasoductos entre la ex-Unión Soviética y el resto de Europa fue construida en pleno auge de la Guerra Fría. Por lo tanto, una lección importante es que, cuando priman intereses mayores, los conflictos políticos, reales o creados, se pueden dejar de lado.

Por último, hay que incluir en este panorama el controvertido uso futuro –y la real cuantía– de las reservas de gas de Perú en Camisea. Tras el triunfo del ex-presidente Alan García, la influencia de Venezuela parece haber perdido el peso que hubiera tenido de haber triunfado en las urnas Ollanta Humala. Sin embargo, el aprovechamiento de las reservas de Camisea para conformar el «anillo energético», junto con los recursos de Argentina, Bolivia y Brasil, podría reaparecer, aunque también es factible que surjan otras opciones para la valorización de esas reservas.

Reflexiones finales

La integración parece hoy más necesaria que nunca, aunque también luce incierta ante las numerosas opciones y variantes en estudio. Una cosa es segura: la integración no proveerá más gas a menores precios. Por el contrario, todo indica que los primeros pasos ya perfilan la conformación de un marco de precios regionales más caros. Esto será así sea cual fuere el carácter de las empresas que la emprendan y el color político de los gobernantes que la impulsen.

De todos modos, el ingreso de las reservas de Venezuela en el escenario de abastecimiento de la región puede ser lo más conveniente para todos. En caso contrario, la otra opción posible para el largo plazo es el GNL, un bien transable a escala global, de alto precio y que debe ser adquirido en un escenario mundial por demás complejo e incierto.

En ese contexto, la construcción del gasoducto latinoamericano equilibraría el balance regional de fuerzas y aseguraría una provisión de gas a muy largo plazo. La cuestión pasa por saber si Brasil es capaz o no de aceptar este proyecto y si EEUU permitirá que siga avanzando. Hoy es difícil discernir si los simulacros de defensa frente a una eventual invasión estadounidense por parte del gobierno de Chávez y las amenazas veladas de Washington constituyen un bluff o si, en verdad, se acercan tiempos de peligrosas definiciones.

Bibliografía

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