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Brasil recibirá “inyección de capacidad competitiva” gracias a nuevas terminales de GNL
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La apertura del sector brasileño de gas natural ha evolucionado, dando lugar a resultados tangibles como la contratación por parte de distribuidoras locales de proveedores privados. Sin embargo, los grandes actores industriales aún no logran migrar al mercado libre.
Esa es la opinión de Rivaldo Moreira Neto, presidente ejecutivo de la consultora Gas Energy, quien cree que habrá una inyección de competencia en capacidad cuando se pongan en marcha nuevas terminales de regasificación de GNL en el país.
El GNL está llegando y convirtiéndose efectivamente en una fuente de suministro en Brasil, señaló en esta entrevista.
Mientras tanto, Moreira Neto prevé que el gas de Bolivia disminuirá su presencia en Brasil al reducirse la producción en la nación andina y se muestra escéptico de que el gas de la formación de esquisto argentina Vaca Muerta llegue a Brasil a través de gasoductos.
BNamericas: ¿Cómo evalúa la apertura del sector del gas natural en Brasil? ¿Ha sido capaz el país de avanzar en esa dirección? ¿Cuáles son las perspectivas?
Moreira Neto: Si consideramos los primeros movimientos, hemos avanzado, especialmente después del acuerdo entre [la agencia antimonopolio] CADE y [la compañía estatal] Petrobras y, en 2021, con la aprobación de la ley del gas. Antes de eso, teníamos una estructura concentrada en Petrobras y desinversiones que carecían de efecto en el mercado porque había muchas barreras para la llegada de gas privado. Sin embargo, se abordaron desafíos como el acceso a infraestructura y recientemente hemos sido testigos del cierre de los primeros contratos privados de gas, principalmente por parte de distribuidoras en el noreste.
Por otro lado, no hay grandes actores industriales que migren al mercado libre del gas. Hubo varias negociaciones entre grandes compañías industriales a las que asesoramos e incluso tuvimos sobre la mesa precios competitivos, ofertas de contratos de gas, pero faltaba un ajuste para que toda la cadena de los contratos llegara al consumidor final.
Los plazos fijados por las distribuidoras no coincidían con los de los transportistas y la necesidad del consumidor de migrar al mercado libre. Por eso terminaron acudiendo a las licitaciones públicas de las distribuidoras, que resultaron ser en precios un 40% inferiores a las de Petrobras. Entonces, hemos evolucionado, ya que el volumen de gas privado que antes iba a Petrobras fue al mercado, aunque fue a través de las distribuidoras.
Pese a ello, Petrobras seguirá siendo el principal productor e importador de gas.
BNamericas: Las distribuidoras del noreste han tenido éxito en sus licitaciones públicas captando nuevos proveedores, pero en la región sur se mantiene la dependencia de Petrobras. ¿Por qué pasa eso?
Moreira Neto: En el noreste Petrobras se desprendió de áreas de producción que pasaron a empresas privadas como 3R Petroleum, Origem Energia, PetroRecôncavo. Entonces, naturalmente hay una ventaja en esta región, porque estas compañías están cerca de las distribuidoras. En el sureste, Shell y Galp tienen gas que llega a Cabiúnas y que puede inyectarse directamente a la red de transporte de [Nova Transportadora do Sudeste] NTS y TAG. NTS llega a los estados de Río, São Paulo y Minas Gerais [en el sureste] y TAG, al noreste.
Sin embargo, el sur solo puede alcanzarse a través de TBG, lo que complica y encarece la logística. En este caso, se depende del gas de Bolivia, cuya producción está decayendo y donde Petrobras tiene una posición dominante en términos de importaciones.
Esta situación podría cambiar con la puesta en marcha de la terminal de New Fortress Energy [NFE] en la bahía de Babitonga en Santa Catarina [este año].
BNamericas: ¿Y qué pasa en el sureste?
Moreira Neto: Las distribuidoras del sureste también han lanzado licitaciones, pero hay una cadena de preferencias. El gas privado no representa la cuarta parte de la producción nacional, por lo que hay una limitación. Creo que hubo una mezcla del momento de las licitaciones públicas y las posibilidades de éxito.
BNamericas: Hay preocupación, especialmente entre los representantes de los grandes consumidores, sobre el crecimiento verticalizado de Cosan. Afirman, por ejemplo, que si el gasoducto Subida da Serra se clasifica como una línea de distribución, podría subir el precio del gas en São Paulo. ¿Está de acuerdo?
Moreira Neto: En primer lugar, hay preocupación entre los consumidores fuera de São Paulo: si este estado deja de contratar gas por ductos, el resto del país tendría que pagar más, ya que se reajustaría la tarifa. Otro problema se da con respecto a los papeles que tienen los reguladores estatales y federales en la definición de los ductos de transporte y distribución. Este debate no está claro. Debe haber una mayor coordinación entre el Gobierno Federal, a través del Ministerio de Minas y Energía, la [agencia reguladora del sector] ANP y las entidades estatales para dar más previsibilidad al mercado.
BNamericas: Uno de los desafíos para abrir el mercado es el acceso a infraestructura de flujo y procesamiento de gas de Petrobras. ¿Hay signos de que se superará este cuello de botella?
Moreira Neto: La nueva ley del gas prevé el acceso negociado a la infraestructura. No es una cuestión tarifaria, sino de precios, y la ANP debe contribuir a la negociación si una de las partes solicita arbitraje. Si Shell y otros proveedores privados de gas han firmado contratos en el noreste, significa que están accediendo a las unidades de procesamiento de gas de Petrobras. Con el tiempo nos daremos cuenta de que si Petrobras cobra demasiado por el acceso, se espera que alguien invierta en nueva infraestructura.
BNamericas: ¿Cuáles son los potenciales impactos del arrendamiento de la terminal de regasificación de Bahía (TRBA) a Excelerate Energy?
Moreira Neto: Es una nueva fuente de suministro privado en un mercado que tiene poca liquidez y capacidad para ofrecer soluciones de gas. El problema es que el contrato de arrendamiento tardó un tiempo en concretarse. Cuando se anunció en 2019, iba a ser por cuatro años, pero se cerró apenas a fines de 2021 y el plazo final se mantuvo en 2023. Esto es malo, porque Excelerate podría tener dificultades para cerrar contratos de largo plazo.
BNamericas: ¿Qué papel jugará el GNL, el gas nacional y el boliviano en el abastecimiento local del combustible en los próximos años? ¿Cree que habrá una conexión con Vaca Muerta para Brasil?
Moreira Neto: Somos muy cautelosos con esta ruta de conexión de Vaca Muerta. La evolución de la producción de Vaca Muerta es compleja y los precios están controlados. El entorno interno no favorece la previsibilidad que requiere un proyecto de esta envergadura. Por el lado brasileño, el momento es difícil. Es un gas que tendría que competir con el del presal, que es competitivo, y con el GNL, que ya está en Brasil.
Quizás no llegue a través de inversiones masivas en un gasoducto, sino que a través de terminales de GNL más pequeñas, por ejemplo. Ya existe un proyecto de construcción de un gasoducto en Argentina para trasladar el gas de Vaca Muerta a Buenos Aires y facilitar su despacho vía GNL.
En cuanto a Bolivia, creemos que tendrá una capacidad de oferta marginal a plazos más cortos, ya que se prevé una caída progresiva de su producción. Nadie, excepto Petrobras, ha logrado importar gas desde Bolivia. El ente estatal allí prefiere negociar con el ente estatal de acá.
En cuanto al gas local, el ducto Rota 3 debiera aumentar la disponibilidad de gas para Petrobras y habrá ganancias marginales en campos que vendió la empresa. Entre 2026 y 2028, proyectos como BM-C-33 y Bacalhau Norte podrían generar un notable impacto en el mercado local, duplicando el volumen de oferta, pero será necesario desarrollar consumos ancla para viabilizar estos emprendimientos.
El GNL está llegando y convirtiéndose efectivamente en una fuente de abastecimiento que Brasil no tenía. Petrobras utilizó GNL para cerrar su balance. Y las dos privadas que tenemos, Celse y Gás Natural Açu, no están conectadas a la red porque abastecen termoeléctricas. Con las nuevas, Compass [en São Paulo] y NFE [en Santa Catarina], habrá una inyección de capacidad competitiva, tanto para contratos en firme como flexibles. Y también existe una fuerte competencia para construir una terminal de GNL en el puerto de Suape en Pernambuco.
BNamericas: ¿Será viable contratar los 8GW de centrales térmicas previstos por la ley de privatización de Eletrobras? ¿Cuáles son las ubicaciones más probables para la instalación de estas plantas y los nuevos gasoductos?
Moreira Neto: Prevemos una gran presión para que el costo de esto sea prorrateado de alguna manera, lo que requerirá un nuevo instrumento jurídico. Pensamos que es poco probable que sea viable, al precio que establece la ley, trasladar esta energía por gasoductos a estados donde no los hay, pero en Río de Janeiro, por ejemplo, será posible habilitar nuevas rutas y campos de producción, porque significaría una energía inflexible para un gas que también es inflexible [costa afuera], ya que está asociado al petróleo.
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